bota de gas
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Universidad Central del Ecuador
Facultad de Ingeniería en Geología, Minas,
Petróleos y Ambiental
Escuela de Ingeniería de Petróleos
Estudio de la Factibilidad de Implementar el Separador Cilindro Ciclónico Gas-Líquido (CCGL) y
Deshidratador Electrostático en la Estación Central Lago Agrio
Tesis Previa a la Obtención del Título de Ingeniero de Petróleos
Autores: Luis Alberto Alabuela Toapanta Paúl Eduardo Lara Pazos
Tutor: Ingeniero Gustavo Pinto Arteaga Miembro: Ingeniero José Cepeda Miembro: Ingeniero Marco Guerra
Quito, julio 2008
Declaración de Originalidad En calidad de miembros del Tribunal de Tesis de Grado, designados por la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la Universidad Central del Ecuador, declaramos que el tema de tesis “Estudio de la factibilidad de implementar el Separador Cilindro Ciclónico Gas-Líquido (CCGL) y Deshidratador Electrostático en la Estación Central Lago Agrio”, es inédita y fue completamente desarrollada y presentada, por los Señores. Luis Alberto Alabuela Toapanta y Paúl Eduardo Lara Pazos, por lo cual ratificamos y dejamos constancia de su autenticidad.
Ing. Gustavo Pinto Arteaga Tutor
Ing. José Cepeda Ing. Marco Guerra Primer Vocal Segundo Vocal
Cesión de Derechos de Autor
En reconocimiento a la Primera Casa de Estudios del País, establecimiento educativo que nos albergó y brindó el soporte técnico y académico, a través de su Personal Docente, para realizar nuestros estudios universitarios, por nuestra propia voluntad, nosotros: Luis Alberto Alabuela Toapanta y Paúl Eduardo Lara Pazos, cedemos los derechos de autoría sobre nuestro trabajo de tesis de grado intitulada “Estudio de la factibilidad de implementar el Separador Cilindro Ciclónico Gas-Líquido (CCGL) y Deshidratador Electrostático en la Estación Central Lago Agrio”, a favor de la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la Universidad Central del Ecuador.
Quito, 14 de julio de 2008
Luis A. Alabuela T. Paúl E. Lara P.
C.I.: 171388476-3 C.I.: 171282472-9
Agradecimientos
Por su apoyo incondicional, a mi Mami, Por su confianza, a mis Hermanos,
Por siempre estar ahí, a mis Amigos, A la Escuela de Petróleos, a todos mis Profesores
A Petroecuador y todos quienes colaboraron En el desarrollo del presente trabajo.
Dedicatoria
A Dios A Mi Mami,
Mis Hermanos y Mis Amigos
Luis Alberto
Dedicatoria
Al Tribunal elegido para la revisión de la Tesis de Grado Ings. Gustavo
Pinto, José Cepeda y Marco Guerra, y por su intermedio a la Facultad de
Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la Universidad
Central del Ecuador, que me han impartido los conocimientos necesarios
para el desempeño en la vida profesional, y a todos mis amigos.
A Petroecuador, por el apoyo en el auspicio de la Tesis de Grado,
especialmente a los Ings. Héctor Román, Leopoldo Simisterra, y a todas
las personas que tanto en las oficinas como en el campo han aportado
con su ayuda para el desarrollo del proyecto.
Paúl E. Lara P.
Agradecimientos
A Dios, a mi madre Elsa D. Pazos que esta en el cielo, a mis padres
Oswaldo Lara, Isabel Acosta, que gracias a su sabiduría impartida
durante mi vida plasmaron el valor de seguir adelante para alcanzar los
anhelos deseados.
A mis hermanos Miguel, Cristian, John, Steven por darme el apoyo
incondicional, en esos momentos difíciles que día tras día hay que
superarlos.
Paúl E. Lara P.
RESUMEN DOCUMENTAL
Tesis sobre Ingeniería de Producción, específicamente sobre facilidades de producción; separadores. El objetivo fundamental es incrementar la producción de petróleo, a través del mejoramiento de la eficiencia de separación de fluidos con nueva tecnología. El problema identificado es: colapso de instalaciones de almacenamiento, contaminación de pozo inyector y desconocimiento de producción real. La hipótesis dice: los separadores Cilindros Ciclónicos Gas-Líquido (CCGL) y el deshidratador electrostático, incrementan la eficiencia de separación de crudo en un cien por ciento, alargan la vida útil del pozo re-inyector y permite conocer el valor real de la producción. Marco referencial: descripción del Campo Lago Agrio y de la Estación Lago Central, descripción y situación actual de las facilidades de producción. Marco conceptual: separadores: desarrollo tecnológico, estudios experimentales y aplicaciones de campo. Marco teórico: flujo multifásico en tuberías, diseño de separadores. Marco Metodológico: evaluación de facilidades de producción, diseño del programa Separador CCGL-LA, cálculo de patrones de flujo, caracterización de separadores, propuesta de instalación. La conclusión general se refiere al éxito de la separación de fluidos por la aplicación de los separadores propuestos. Con la recomendación de realizar un análisis PVT con datos actualizados del Campo, a fin de obtener un diseño con un mínimo de incertidumbre. DESCRIPTORES: <FACILIDADES DE PRODUCCION-ESTACION LAGO CENTRAL> <SEPARADORES BIFASICOS – PRODUCCION> <SEPARADORES-GAS-LIQUIDO><SEPARADORES-LIQUIDO-LIQUIDO> <SEPARADORES - DISEÑO CCGL><PATRONES DE FLUJO> CATEGORIAS TEMATICAS: <CP-INGENIERIA DE PETROLEOS><CP-INGENIERIA DE PRODUCCION> <CS-FACILIDADES DE PRODUCCION> AUTORIZACION Autorizamos a la BIFIGEMPA, para que esta tesis sea diseminada a través de su Biblioteca Virtual por INTERNET.
Atentamente,
Luis Alberto Alabuela T. Paúl Eduardo Lara P.
C.I.:171388476-3 C.I.:171282472-9
SUMMARY
Thesis about of Production Engineering, specifically about facilities of production; separators. The fundamental objective is to increase the production of petroleum, through the improvement of the efficiency of separation of fluids with new technology. The identified problem: collapse of storage facilities, contamination of well injector and ignorance of real production. The hypothesis says: the separators Cylinder Cyclonal Gas-liquid (GLCC) and the electrostatic dehydratator, increase the separation efficiency of raw by a hundred percent, they lengthen the useful life of the well re-injector and permit to know the real value of production. Referential Mark: description of Field Lagro Agrio and of the Station, description and current situation of production facilities. Theoretical Mark: separators: develop technological, experimental studies and field applications. Theoretical Mark: two-phase flow in pipes, separators design. Methodological Mark: evaluation of production facilities, design of the program Separator GLCC-LA, calculation of patterns of flow, separators characterization, installation proposal. The general conclusion refers to the success of the separation of having flowed by the application of the proposed separators. With the recommendation to make an analysis PVT with modernized data of Field, in order to obtain a design with a minimum of uncertainty. DESCRIBERS: <FACILITIES OF PRODUCCION - ESTATION LAGO CENTRAL> <SEPARATORS - PRODUCTION> <SEPARATORS-GAS-LIQUIDO><SEPARATORS-LIQUID-LIQUID> <SEPARATORS - DESIGN CCGL>< FLOW PATTERN> THEMATIC CATEGORIES: <CP-PETROLEUM ENGINEERING><CP- PRODUCTION ENGINEERING > <CS-FACILITIES OF PRODUCTION> AUTHORIZATION We authorize BIFIGEMPA, for this thesis can be disseminating through your Virtual Library by INTERNET.
Regards,
Luis Alberto Alabuela T. Paúl Eduardo Lara P. C.I. :171388476-3 C.I. :171282472-9
ÍNDICE GENERAL
Antecedentes ........................................................................................... 1
Objetivos .................................................................................................. 3
Objetivo General ........................................................................................ 3
Objetivos Específicos................................................................................. 3
Capitulo I .................................................................................................. 5
1.1. Descripción Del Proyecto (Estación Lago Central) ....................... 5
1.1. Generalidades..................................................................................... 5 1.1.1. Campo Lago Agrio ....................................................................... 5 1.1.2. Estación Central Lago Agrio......................................................... 6
1.2. Ubicación Geográfica.......................................................................... 6
1.3. Características De Los Equipos (Estación Lago Central) ................... 7 1.3.1. Manifold........................................................................................ 8 1.3.2. Separadores................................................................................. 9
1.3.2.1. Separador De Prueba ............................................................ 9 1.3.3.2. Separador De Producción.................................................... 10
1.3.4. Depurador (Scrubber)................................................................. 10 1.3.5. Bota De Gas............................................................................... 11 1.3.6. Tanque De Lavado..................................................................... 12 1.3.7. Tanque De Surgencia................................................................. 12 1.3.8. Bombas ...................................................................................... 13 1.3.9. Calentador.................................................................................. 14 1.3.10. Quemadores............................................................................. 15
1.4. Estado Actual De Los Equipos De La Estación Central Lago Agrio.. 15
1.5. Producción Actual De La Estación Central Lago Agrio ..................... 17 1.5.1. Químicos .................................................................................... 18
Capìtulo II ............................................................................................... 19
2.1. Desarrollo Tecnológico Del Separador CCGL.............................. 19
2.2. Estudios Experimentales Y Aplicaciones De Campo De Los Separadores CCGL ................................................................................. 19
2.3. Medición Multifásica Utilizando Separadores CCGL......................... 22
2.4. Estudios De La Conducta Hidrodinámica De Flujo ........................... 25
Capitulo III............................................................................................... 28
3. Evaluación De Los Equipos De Separación De Fluido De La Estación Central Lago Agrio................................................................. 28
3.1. Historiales Del Manejo De Fluido De Los Separadores .................... 28 3.1.1. Promedio Anual De Producción ................................................. 28 3.1.2. Promedio Mensual De Producción ............................................. 29
3.2. Resultados De La Evaluación ........................................................... 30 3.2.1 Promedio Diario De Producción .................................................. 30
3.3. Eficiencia Del Separador................................................................... 31
3.4. Muestreo Y Análisis Del Fluido ......................................................... 31
3.5. Especificaciones Del Producto Separado: Agua, Gas, Petróleo ...... 33
Capitulo IV .............................................................................................. 35
4. Determinación De Los Tipos De Flujo De La Estación Central Lago Agrio ....................................................................................................... 35
4.1. Flujo Multifásico ................................................................................ 35 4.1.1. Definición De Flujo Multifásico Y Clasificación De Los Patrones De Flujo................................................................................................ 35
4.1.1.1. Flujos Horizontales Y Semi-Horizontales............................. 36 4.1.1.2. Tuberías Inclinadas Y Verticales Con Flujo Ascendente .... 40 4.1.1.3. Tuberías Inclinadas Con Flujo Descendente. ...................... 43
4.1.2. Variables Del Flujo Multifásico ................................................... 44 4.1.2.1. Tasa De Flujo Másico, W (Kg/S).......................................... 44 4.1.2.2. Tasa De Flujo Volumétrico, Q (M^3/S)................................. 45 4.1.2.3. Colgamiento (Liquid Holdup), Y Fracción De Gas (Gas Void Fraction), Α (-)................................................................................... 45 4.1.2.4. Velocidades Superficiales.................................................... 46 4.1.2.5. Velocidad De La Mezcla ..................................................... 46 4.1.2.6. Coligamiento Sin Resbalamiento......................................... 47
4.1.2.7. Flujo De Masa, G (Kg/M^2s)................................................ 47 4.1.2.8. Velocidad Actual, V (M/S) .................................................... 47 4.1.2.8. Velocidad De Resbalamiento (Slip Velocity)........................ 48 4.1.2.9. Velocidad De Arrastre (Drift Velocity), (M/S)........................ 48 4.1.2.10. Flujo De Arrastre (Drift Flux), J (M/S)................................. 49 4.1.2.11. Velocidades De Difusión (Difusión Velocities), (M/S)......... 49 4.1.2.12. Calidad De La Masa Del Flujo (Quality), X (-) .................... 49 4.1.2.13. Concentración De Masa, C (-). .......................................... 50
4.1.2.14. Propiedades Promedias De Los Fluidos............................ 50 4.1.3. Fenómeno Fundamental En El Flujo De Dos Fases (Gas-Líquido)............................................................................................................. 51 4.1.4. Complicaciones En Las Ecuaciones Básicas ............................. 52
4.1.4.1. Resbalamiento (Slippage) Y Colgamiento (Liquid Holdup) .......................................................................................................... 54
4.2. Cálculos De Los Tipos De Flujo........................................................ 56 4.2.1. Predicción De Los Patrones De Flujo......................................... 56
4.2.1.1. Predicción Y Ploteo Del Patrón De Flujo En Tuberías Mediante Flopatn .............................................................................. 57 4.2.1.2. Programa Para El Cálculo De La Caída De Presión En Flujo Multifásico A Través De Tuberías Dpdl (Multiphase-Flow Pressure-Loss Cumputer Code)....................................................................... 61
Capitulo V ............................................................................................... 62
5. Diseño Del Separador CCGL............................................................. 62
5.1. Introducción ...................................................................................... 62
5.2. Principios De Diseño Del Separador CCGL...................................... 63 5.2.1. Desarrollo Operacional............................................................... 65
5.3. Funcionamiento Del Separador CCGL ............................................. 66
5.4. Diseño Del Separador CCGL............................................................ 66 5.4.1. Diseño Simplificado Del Separador CCGL................................. 66
5.4.1.1. Análisis De La Entrada Inclinada ........................................ 67 5.4.1.2. Predicción Del Patrón De Flujo En La Entrada .................... 68 5.4.1.3. Análisis De Entrada Para Flujo Estratificado ....................... 69 5.4.1.4. Patrones De Flujo En La Parte Alta Del Separador CCGL . 75 5.4.1.5. Zona Donde El Colgamiento Tiende A Cero (Zero-Net Liquid Holdup) ............................................................................................. 76 5.4.1.6. Desarrollo Operacional ........................................................ 78
Capitulo VI .............................................................................................. 81
6. Diseño Del Deshidratador Electrostatico......................................... 81
6.1. Introducción ...................................................................................... 81
6.2. Principios De Diseño De Deshidratadores Electrostáticos................ 85
6.3. Funcionamiento ................................................................................ 86
6.4. Diseño Del Deshidratador Electrostático ......................................... 89
6.4.1. Cálculo De La Capacidad Del Deshidratador ............................. 89 6.4.2. Tiempo De Retención................................................................. 90 6.4.3. Capacidad De Gas ..................................................................... 92 6.4.4. Calor Necesario.......................................................................... 92 6.4.5. Acción Del Campo Eléctrico ....................................................... 93 6.4.6 Campos Electrostáticos............................................................... 97 6.4.7. Fuerzas Electrostáticas ............................................................ 101
6.5. Propiedades Del Petróleo .............................................................. 105
6.6. Voltajes Eléctricos........................................................................... 108
6.7. Frecuencia Electrostática................................................................ 108
6.7.1. Resultados De La Modulación Electrostática. .......................... 111
6.8. Modelo Propuesto........................................................................... 113 6.8.1. Parámetros PVT y Diseño Según Programa ........................... 113 6.8.2. Esquema Del Modelo Propuesto.............................................. 115
6.9. Normas De Diseño.......................................................................... 115 6.9.1. Presiones De Diseño................................................................ 115 6.9.2. Materiales................................................................................. 116 6.9.3. Placa De Nombre ..................................................................... 117
Capitulo VII ........................................................................................... 118
7. Programa Piloto De Implementación Del Separador CCGL En La Estación Central Lago Agrio............................................................... 118
7.1. Características Del Separador CCGL ............................................. 118 7.1.1. Datos Del Campo Lago Agrio................................................... 118 7.1.2. Programas Adicionales............................................................. 118 7.1.3. Modelo Final Propuesto............................................................ 119
7.1.3.1. Procedimiento Para El Dimensionamiento Del Separador Ccgl Mediante Programa “Diseño CCGL 1.0”................................ 119 7.1.3.2. Dimensionamiento Del Separador CCGL Mediante El Programa Glccvx.7.9 ...................................................................... 124
7.1.3.2.1. Reporte De Simulación De Separador Cilindro Ciclónico Gas Líquido, Glccvx.7.9. ............................................................. 126
7.1.4. Comparación De Los Dos Modelos.......................................... 129 7.1.5. Instrumentación........................................................................ 129
7.2. Ubicación Del Separador CCGL ..................................................... 131
Capitulo VIII .......................................................................................... 133
8. Análisis Económico......................................................................... 133
8.1. Costo Del Deshidratador Electrostático Propuesto. ........................ 133
8.2. Costo Del Separador Ccgl Lc Propuesto. ....................................... 133
Capitulo IX ............................................................................................ 136
9. Conclusiones Y Recomendaciones ............................................... 136
9.2. Nomenclatura.................................................................................. 139
9.3. Bibliografía ...................................................................................... 141
9.5. Glosario........................................................................................... 146
9.4. Anexos............................................................................................ 158
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Separador CCGL Y Deshidratador Electrostático (Sistema Integrado de Separación). .................................................................. 2
Figura 2. Ubicación De La Estación Central Lago Agrio. ........................... 7 Figura 3. Esquema De La Estación Lago Central. Elaborado Por LAAT-
PELP. ................................................................................................. 8 Figura 4. Manifolds LA ............................................................................... 8 Figura 5. Separador De Prueba LC. .......................................................... 9 Figura 6. Separador De Producción LC. .................................................. 10 Figura 7. Depurador LC. .......................................................................... 11 Figura 8. Bota De Gas LC........................................................................ 11 Figura 9. Tanque De Lavado LC.............................................................. 12 Figura 10. Tanque De Surgencia LC. ...................................................... 13 Figura 11. Bombas De Transferencia LC................................................ 14 Figura 12. Calentador LC......................................................................... 14 Figura 13. Quemadores LC. .................................................................... 15 Figura 14. Tanque Provisional LC............................................................ 16 Figura 15. Promedio Anual De Producción LC. ....................................... 29 Figura 16. Promedio Mensual De Producción LC. ................................... 30 Figura 17. Promedio Diario De Producción LC. ....................................... 31 Figura 18. Normas Para Análisis Químicos. Fuente ASTM ..................... 33 Figura 19. Prueba ACT Estación Lago Central. Fuente Petroproducción.34 Figura 20. Patrones De Flujo Estratificados En Tuberías Horizontales Y
Semi-Horizontales. ........................................................................... 36 Figura 21. Patrones De Flujo Intermitentes En Tuberías Horizontales Y
Semi-Horizontales. ........................................................................... 37 Figura 22. Patrones De Flujo Anulares En Tuberías Horizontales Y Semi-
Horizontales...................................................................................... 39 Figura 23. Patrón De Flujo Burbuja Dispersa En Tuberías Horizontales. 40 Figura 24. Patrón De Flujo Tapón (Slug) Y Anular En Flujo Vertical
Ascendente....................................................................................... 41 Figura 25. Patrones De Flujo: Burbuja-Dispersa, Revuelto, Y Burbuja En
Tuberías Verticales. .......................................................................... 43 Figura 26. Patrones De Flujo En Tuberías Inclinadas Y Verticales Con
Flujo Descendente............................................................................ 44 Figura 27. Consideración De La Continuidad En Flujo De Una Fase Y
Multifásico......................................................................................... 52 Figura 28. Esquema De La Relación De Colgamiento Y Resbalamiento. 54 Figura 29. Esquema De Las Secciones Del Separador CCGL. ............... 63 Figura 30. Desarrollo Operacional Del Separador CCGL. ...................... 65 Figura 31. Vista Esquemática De La Entrada Inclinada Del Separador
CCGL................................................................................................ 68 Figura 32. Flujo Estratificado. Nomenclatura Y Geometría En La Entrada.
.......................................................................................................... 70 Figura 33. Componentes De La Velocidad En La Entrada Del CCGL. .... 74
Figura 34. Esquema Del Patrón De Flujo Revuelto En El Separador CCGL................................................................................................ 75
Figura 35. Esquema Del Patrón De Flujo Anular En El Separador CCGL76 Figura 36. Nomenclatura Del Modelo Mecánico Del Separador CCGL. . 79 Figura 37. Desarrollo Histórico De La Tecnología Electrostática. Fuente:
Multiphase System Integration (MSI) 2007. ...................................... 83 Figura 38. Tratador Electrostático............................................................ 84 Figura 39. Fenómeno De Coalescencia De Gotas De Agua.................... 84 Figura 40. Composición Y Polaridad De Una Molécula De Agua. ........... 86 Figura 41. Tiempo De Retención. ............................................................ 91 Figura 42. Movimiento De Una Gota De Agua Entre Dos Electrodos De
Polaridad Dual. Fuente Marfisi S, Salager J. L. ............................... 96 Figura 43. Esquema Del Proceso De Electrocoalescencia. Fuente Marfisi
S, Salager J. L. ................................................................................. 97 Figura 44. Deshidratador Convencional AC............................................ 98 Figura 45. Campo Ac Deshidratador........................................................ 99 Figura 46. Instalación Combinada De AC/DC........................................ 100 Figura 47. Instalación Combinada De AC/DC........................................ 100 Figura 48. Fuerzas Coalescedoras. ....................................................... 101 Figura 49. Fuerzas De Gota Combinadas C/DC.................................... 105 Figura 50. Densidad Agua/Petróleo. ...................................................... 106 Figura 51. Voltaje De Arranque.............................................................. 108 Figura 52. Voltaje Vs Conductividad Del Petróleo Aplicada................... 110 Figura 53. Desarrollo De La Frecuencia Base. ...................................... 112 Figura 54. Incremento De La Modulación De Frecuencia...................... 113 Figura 55. Calculo Del Dimensionamiento Del Deshidratador. Programa
MSI. ................................................................................................ 114 Figura 56. Esquema Del Deshidratador Electrostático Propuesto. ........ 115 Figura 57. Valores De Presiones De Trabajo Y Tamaño De Separadores
Horizontales.................................................................................... 116 Figura 58. Esquema De Una Placa De Nombre. Fuente: ASME 2000. . 117 Figura 59. Datos Campo LC. ................................................................. 119 Figura 60. .Correlaciones Utilizadas. ..................................................... 120 Figura 61. Patrones De Flujo Del Programa. ........................................ 120 Figura 62. Datos En La Sección Vertical .............................................. 120 Figura 63. Resultados De La Sección Vertical....................................... 121 Figura 64. Datos En La Sección Inclinada. ............................................ 121 Figura 65. Resultados De La Sección Inclinada. ................................... 122 Figura 66. Ingreso De Datos Campo LC................................................ 122 Figura 67. Resultados Obtenidos Del Diseño Del Separador CCGL. .... 123 Figura 68. Ingreso De Datos En El Programa GLCCvx7.9. ................... 124 Figura 69. Resultados Mediante El Programa CCGLvx.7.9................... 125 Figura 70. Cálculos Del Cuerpo Del Separador CCGL. ......................... 125 Figura 71. Cálculos De La Entrada Inclinada......................................... 125 Figura 72. Cálculos De La Salida De Gas Del Separador CCGL........... 126 Figura 73. Cálculos De La Salida De Líquido Del Separador CCGL. .... 126 Figura 74. Dispositivos de Control del Separador CCGL-LC. Elaborado
Por: LAAT- PELP............................................................................ 130
Figura 75. . Comparación De Medidores De Flujo. ................................ 131 Figura 76.. Diagrama De La Estación Lago Central Instado El Separador
CCGL-LC Y Deshidratador Electrostático....................................... 132
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Situación Actual De Equipos De La Estación Lago Central. ...... 16 Tabla 2. Producción Por Pozo. Fuente: Petroproducción. Mayo 2008..... 17 Tabla 3. Producción Diaria Estación Lago Central. Fuente
Petroproducción. Mayo 2008. ........................................................... 17 Tabla 4. Tipo De Levantamientos De Pozos LC. ..................................... 18 Tabla 5. Químicos Utilizados En Separadores Estación Lago Central. ... 18 Tabla 6.. Químicos Utilizados En Levantamiento Hidráulico Estación Lago
Centra. .............................................................................................. 18 Tabla 7. Promedio Anual De Producción. Estación LC............................ 28 Tabla 8. Promedio Mensual De Producción. Estación LC. ...................... 29 Tabla 9. Promedio Diario De Producción Estación LC............................. 30 Tabla 10. Relación Del Porcentaje De Agua Con La Distancia Y
Coalescencia. ................................................................................... 89 Tabla 11. Valores De La Constante “C”. .................................................. 89 Tabla 12. Temperaturas Promedio De Tratamiento................................. 90 Tabla 13. Comparación Del Diseño El Separador CCGL Mediante Los
Programas: Diseño De Separador CCGL Y Glccvx.7.9. ................. 129 Tabla 14. Tabla. Costos De Construcción Del Separador CCGL........... 134 Tabla 15.Costo Total: Implementación De Separador CCGL Y
Deshidratador Electrostático En La Estación LC. ........................... 135
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo 1. Tamaño De Las Partículas En Los Procesos De Separación. 158 Anexo 2. ºAPI Y Gravedad Específica De La Estación Lago Central. ... 159 Anexo 3. Gravedad Del Gas De Las Estación Lago Central.................. 160 Anexo 4. Cromatografía Estación Lago Central. Fuente: Petroproducción
........................................................................................................ 161 Anexo 5. Propiedades Y Presiones Aceptables De Trabajo Para Tuberías.
........................................................................................................ 162 Anexo 6. Propiedades De Materiales Para Construcción De Separadores.
........................................................................................................ 163 Anexo 7. Rugosidad Absoluta De Tubería Nueva (Pulgadas) ............... 164 Anexo 8. Medición De La Calidad De Fluidos Efluentes........................ 164 Anexo 9. Costo De Químicos Utilizados En La Estación Lago Central.
Fuente: Petroproducción................................................................. 164 Anexo 10. Tabla Comparativa De Costos Estimados De Tratadores
Electrostáticos Vs Tratadores Caloríficos. ...................................... 165 Anexo 11. Procedimiento General De Prueba De Operación Del
Separador CCGL. ........................................................................... 165 Anexo 12. Procedimiento De Prueba Liquid Carry Over (LCO). ............ 166 Anexo 13. Procedimiento De Prueba Para Condiciones Normales De
Operación (NOC)............................................................................ 166
1
ANTECEDENTES
La industria del petróleo a lo largo de su desarrollo ha diseñado e
implementado varios métodos de separación de crudo, siendo los más
utilizados los separadores convencionales monofásicos, bifásicos y
trifásicos horizontales y verticales, los mismos que si bien han demostrado
un buen rendimiento, sin embargo su construcción y costos de operación
y mantenimiento son muy elevados.
Los altos costos del procesamiento de crudo obligan a la industria a
buscar nuevos sistemas de separación de petróleo agua y gas, más
económicos y con alta eficiencia de separación, entre estos sistemas se
encuentran los separadores compactos, separadores en línea,
separadores cilindros ciclónicos, deshidratadores electrostáticos, y otras
variedades de separadores .
Los nuevos mecanismos de separación de crudo nos permiten integrar las
tecnologías, con los sistemas existentes, permitiéndonos mejorar la
eficiencia de separación de los separadores convencionales.
Uno de estos sistemas, de reciente desarrollo, es el separador Cilindro
Ciclónico Gas-Líquido (CCGL), el cual nos permite separar las fases
liquidas y gaseosas del fluido, incrementando la eficiencia de separación
del fluido, reduciendo la turbulencia y el adicionamiento de químicos en
los separadores, minimizando los costos de mantenimiento y producción
de crudo. Luego de que el crudo es tratado en los separadores, la fase
líquida, aún mantiene impurezas, como: agua y sedimentos, los cuales
son indispensables eliminarlos, para lo cual se propone implementar un
deshidratador electrostático, que permita eliminar estas impurezas.
Por esta razón se decidió analizar la forma de incrementar la eficiencia de
los separadores de la estación de producción Central Lago Agrio,
2
implementado un Separador Cilindro Ciclónico Gas-Líquido (CCGL), el
cual es un separador compacto compuesto de una tubería vertical en la
cual está instalada una entrada tangencial inclinada, con salidas de flujo
para el gas y líquido en la cima y en la base respectivamente. El crudo
ingresa al cilindro y por fuerzas centrifugas, flotación y gravedad, las fases
son separadas, el líquido gira radialmente hacia la pared del cilindro y es
recogido en el fondo, mientras el gas se mueve al centro del ciclón y sale
por la toma superior. La fase líquida que sale del separador CCGL
ingresa al deshidratador electrostático, con el fin de eliminar el agua y los
sedimentos que en la primera etapa no son removidos, quedando el crudo
en condiciones optimas para ser trasportado a los tanques de
almacenamiento.
Figura 1. Separador CCGL y deshidratador electrostático (Sistema Integrado de
Separación).
3
OBJETIVOS
Objetivo General • Estudiar la factibilidad de incrementar la eficiencia de separación de
crudo de la Estación Central Lago Agrio, mediante la implementación del
Separador Cilindro Ciclónico Gas-Líquido (CCGL) y deshidratador
electrostático.
Objetivos Específicos • Establecer datos generales de la Estación Central Lago Agrio
• Diagnosticar el estado actual de los sistemas de separación de crudo de
la Estación Central Lago Agrio.
• Determinar los patrones de flujo que se tiene en la producción de crudo.
• Analizar la teoría de separación de crudo.
• Caracterizar el Separador CCGL y el Deshidratador electrostático.
• Justificar desde el punto de vista económico la aplicación y desarrollo
del Separador CCGL y del deshidratador electrostático.
• Realizar un programa del diseño del Separador CCGL y del
deshidratador electrostático, basándose en la información recopilada.
• Conocer las normativas que se aplican en la implementación del
Separador CCGL y del deshidratador electrostático.
4
• Efectuar los respectivos programas de producción, diseño de facilidades,
toma de muestras, etc.
• Realizar una comparación de los sistemas de separación utilizados en la
actualidad para separar crudo.
• Mostrar la importancia económica que representa el diseño de sistemas
Integrados de separación.
5
CAPITULO I 1.1. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO (ESTACIÓN LAGO CENTRAL) 1.1. Generalidades
1.1.1. Campo Lago Agrio
En 1967, el consorcio norteamericano Texaco-Gulf descubre con la
perforación del pozo Lago Agrio 1 en el nororiente ecuatoriano, a una
profundidad de 10175 pies, una producción a flujo natural de 2955 BPPD
y un crudo de 29º API, provenientes de la formación Hollín, dando así el
inicio de la industria petrolera en la región Amazónica del Ecuador.
En el campo Lago Agrio se han perforado un total de 46 pozos, con una
producción acumulada de 152.0 millones de barriles de petróleo
proveniente de las Formaciones Tena, Napo y Hollín, de diferentes
unidades de producción tales como la arena Basal Tena, areniscas “U”
Sup., “U” Inf., “T” Sup., “T” Inf. y la arena Hollín, todas ellas productoras
de petróleo, con excepción de LAG-19, considerado un pozo seco. El
pozo LAG-16B es el único pozo de disposición de aguas de formación.
El Campo Lago Agrio geológicamente se encuentra alineado al conjunto
de campos Tigüino, Cononaco, Auca, Sacha, Palo Azul-Rojo y Charapa
que entrampan hidrocarburo en tres etapas migratorias en las secuencias
detríticas de las formaciones Hollín, Napo y Tena. El Campo Guanta-
Dureno, geológicamente está relacionado a una estructura anticlinal
fallada que se extiende de Norte-Sur.
6
1.1.2. Estación Central Lago Agrio
El proyecto es desarrollado en la Estación Central Lago Agrio
denominada comúnmente como Lago Central, de la Compañía Estatal
Petroproducción, la cual se encuentra en operación con una producción
promedio de 2000 BPPD. Parte de la producción es usada para bombeo
Hidráulico. Se dispone de una planta de generación eléctrica con un
promedio de generación de 2750 KW, la cual se encuentra operando con
diesel, debido a la insuficiente cantidad de gas que está produciendo el
campo.
1.2. Ubicación Geográfica La Estación Lago Central está ubicada entre las latitudes 0°00’ - 0°10’ N y
longitudes 76°50’ - 76°57’. Localizado al Norte - Oeste de la cuenca
Amazónica, en la provincia de Sucumbíos. Su área es de 41.8 Km2
La Estación Lago Central opera dentro de la unidad de Petroproducción
denominada Unidad Lago Agrio (ULA), la cual comprende las estaciones:
Lago Norte, Lago Centro y Guanta. (Ver figura 2)
7
Figura 2. Ubicación de la Estación Central Lago Agrio. 1.3. Características de los equipos (Estación Lago Central)
La figura 3 muestra un esquema de las facilidades de producción que se
encuentran en operando en la Estación Lago Central.
8
Figura 3. Esquema de la Estación Lago Central. Elaborado por LAAT-PELP.
1.3.1. Manifold Está constituido por una serie de válvulas que permiten que varios pozos
lleguen al separador de prueba y de producción.
Figura 4. Manifolds LA.
9
1.3.2. Separadores En la Estación Central Lago Agrio están instalados dos separadores
trifásicos horizontales: un separador de prueba y un separador de
producción, el primero es de menor capacidad y sirve para medir la
producción de gas y producción de líquido, cuando un pozo es puesto a
prueba. El separador de producción tiene la capacidad suficiente para
alojar el fluido proveniente de todos los pozos.
Las funciones de los separadores son:
• Remover aceite de gas.
• Remover gas de aceite.
• Separar agua de aceite.
• Remover impurezas del gas.
• Remover sólidos y lodos de líquidos.
• Purificar corrientes gaseosas.
1.3.2.1. Separador de Prueba
El separador de prueba, opera a una presión de operación 25 Psi, y su
capacidad es de 10000 Bls.
Figura 5. Separador de prueba LC.
10
1.3.3.2. Separador de Producción
El separador de producción opera a una presión de operación 25 Psi y
su capacidad es de 15000 Bls.
Figura 6. Separador de producción LC. 1.3.4. Depurador (Scrubber)
El Depurador (Scrubber) instalado tiene la función de retirar una fracción
muy pequeña de líquido en la corriente gaseosa que sale del separador
de producción. Una vez que el gas está libre de impurezas y de
fracciones de líquido es usado como combustible para el calentador, y el
gas remanente es enviado hacia los quemadores.
11
Figura 7. Depurador LC. 1.3.5. Bota de gas
La bota de gas es el equipo usado para desprender la fase gaseosa de la
corriente de crudo que sale del separador de producción, para luego
pasar al tanque de lavado.
Figura 8. Bota de gas LC.
12
1.3.6. Tanque de Lavado El tanque de lavado se encuentra clasificado como parte del sistema de
almacenamiento, sin embargo es en este tanque donde se rompe la
emulsión, separando el agua del petróleo. El tanque de lavado es muy
susceptible a la corrosión en su parte inferior, debido al agua de
formación acumulada. El tanque de lavado instalado en la estación Lago
Central tiene una capacidad de almacenamiento de 14700 Bls.
Figura 9. Tanque de lavado LC. 1.3.7. Tanque de Surgencia
El tanque de Surgencia es donde el crudo reposa para alcanzar el BSW
necesario (menor al 1%). La capacidad de almacenamiento del tanque de
surgencia de la Estación Lago Central es de 15120 Bls.
13
Figura 10. Tanque de Surgencia LC.
1.3.8. Bombas Las bombas incrementadotas de presión (Booster) de 50 HP nos permiten
transferir el petróleo desde el tanque de surgencia hacia el sistema de
Oleoducto.
El agua producto de la separación es llevada al sumidero, donde se
inyecta químicos anticorrosivos para ser enviada mediante bombas
incrementadotas de presión de 100 HP al sistema de reinyección de agua
de la Estación Lago Norte.
En el sistema de levantamiento hidráulico (Power Oil), se emplea bombas
incrementadotas de presión de 100 HP para enviar el petróleo del tanque
de surgencia hacia los pozos que operan con este tipo de levantamiento.
Los sistemas de inyección de químicos emplean bombas de ¼ HP
mientras que las bombas instaladas en el sumidero son de 15 HP.
Cada uno de los sistemas mencionados, están instalados en paralelo con
el propósito de mantener siempre activas las operaciones ante cualquier
14
eventualidad de la bomba que se encuentra operando o cuando entra en
mantenimiento.
Figura 11. Bombas de transferencia LC. 1.3.9. Calentador El calentador que se encuentra operando en la Estación Lago Central
utiliza como combustible el gas proveniente del depurador (scrubber), su
objetivo es calentar el agua que se encuentra recirculando a través del
sistema de calentamiento del tanque de lavado, incrementando la
temperatura del tanque y facilitando la separación agua-petróleo.
Figura 12. Calentador LC.
15
1.3.10. Quemadores El gas del depurador y de la bota de gas que no se emplea como
combustible es enviado a los quemadores.
Figura 13. Quemadores LC.
1.4. Estado actual de los equipos de la Estación Central Lago Agrio
La Estación Central Lago Agrio se encuentra operando, con los equipos
que se muestran en el diagrama de flujo (ver figura 3). Sin embargo el
Tanque de Lavado entró a mantenimiento desde inicios del año (enero
2008), por lo que se utiliza el Tanque Provisional que en este caso es un
Tanque Empernado (Empernard Tank), cuya capacidad de 10000 Bls,
para suplir las funciones del tanque de lavado.
16
Figura 14. Tanque Provisional LC.
La tabla 1 muestra un resumen de la situación actual de los equipos
instalados en la estación Lago Central a junio de 2008.
EQUIPOS DE PRODUCCIÓN INSTALADOS ESTACION LAGO CENTRAL
CANT. EQUIPOS INSTALADOS DE PRODUCCIÓN ESTADO 1 Manifold (Pozos 4,9A,13,21,22,25,27,38, 39 y 45) Operando 1 Separador de producción Operando 1 Separador de pruebas Operando 1 Bota Operando 1 Depurador (Scrubber) Operando 1 Tanque de Lavado (14,690 Bls) Mantenimiento 1 Tanque Provisional (10214 Bls) Operando 1 Tanque de Surgencia (15,120 Bls) Operando
2 Bombas incrementadotas de presión (Booster) de inyección de químicos Operando
2 Bombas incrementadotas de presión (Booster) de transferencia Operando
2 Bombas incrementadotas de presión (Booster) de reinyección de agua Operando
1 Bomba incrementadotas de presión (Booster) pequeña de recirculación Operando
1 Sumidero con su respectiva bomba Operando 5 Bombas de químicos Operando 1 Calentador con su respectiva bomba Operando 2 Mecheros Operando 1 Laboratorio Operando
FUENTE: PETROPRODUCCIONTabla 1. Situación actual de equipos de la Estación Lago Central.
17
1.5. Producción actual de la Estación Central Lago Agrio La tabla 3 muestra la producción diaria del campo, reinyección de agua y
el consumo de químicos utilizados en la Estación Lago Central.
POZO Arena % BSW INY. GAS G.O.R
ºAPI BPPD correg.
BAPD correg. MPCD
4 H 18.8 28.8 850 78 18 11 141
09ª T 3.5 29.5 580 349 13 32 92
13 T 35.8 28.8 1100 87 48 32 368
21 0 0.0 0.0 0 0 0 0 0
22 BT 4.0 29.2 910 231 10 29 126
25 U+T 6.0 28.7 0 576 37 5 22
27 H 15.8 29.1 960 266 50 14 53
38 U 13.5 31.5 820 117 18 56 479
39 H 50.6 29.5 1250 402 412 26 65
45 Hi 36.6 28.1 1010 77 44 43 558
46-D Hs 80.0 29.0 0 94 378 0 0
TOTAL: 29 7480 2277 1028 248 Tabla 2. Producción por pozo. Fuente: Petroproducción. Mayo 2008.
LAGO CENTRAL PROD. DIARIA = 2277
PROD GAS (MPCND) GOR L. CENTRAL 517 240
REINYECCIÓN DE AGUA POZO REINY. L.A -16
PROD. LN/ LC 1169 685 BLS. INY 1854
OPERACIONES CAMPOS INY PSI Nro .POZOS HRS UNIDADES P.
OIL
CENTRAL 7480 3731 9 96 CONSUMO DIARIO DE QUIMICOS.
DMO DW COR CAL XT 4612 275 825 3087 47
10.0 5.0 4.0 10.0 0.0 Tabla 3. Producción diaria Estación Lago Central. Fuente Petroproducción. Mayo 2008.
18
La tabla 4 indica el tipo de levantamiento con el que produce cada pozo
de la Estación Lago Central.
POZO TIPO DE TIPO DE BOMBA EFICIENCIAS
LEVANT MOTOR BOMBA
4 P. OIL JET-8A 65% 25%
09ª P. OIL P.OILM.3X48 108% 96%
13 P. OIL JET-7-H 0% 0%
21 P. OIL JET CLAW 9-I 0% 0%
22 P. OIL PIST.KOB D 1X1 59% 61%
25 BES 0% 0%
27 P. OIL JET-B+4 0% 0%
38 P. OIL PLI 2 1/2X2X1 5/8 60% 56%
39 P. OIL JET-8A 0% 0%
45 P. OIL PIST 2½X2X1 1/2 18% 128%
46-D BES Centrilif P-22 0% 0%Tabla 4. Tipo de levantamientos de pozos LC. 1.5.1. Químicos La tabla 5 y 6 muestra los químicos utilizados en los procesos de
separación y levantamiento hidráulico.
QUIMICOS PARA SEPARADORES TIPO DE QUIMICOS Gal/Día NOMBRE COMERCIAL Emulsificante 11 DMO‐4612 Antiespumante 2.6 A‐2680 Antiescala 1.5 CALNOX‐3087
Tabla 5. Químicos utilizados en Separadores Estación Lago Central.
QUIMICOS PARA LEVANTAMIENTO HIDRAULICO (POWER OIL) TIPO DE QUIMICOS Gal/Día NOMBRE COMERCIAL Emulsificante 3.7 DMO‐4612 Antiparafinico 4.7 DW‐275 Anticorrosivo 2.4 COR‐825 Antiescala 1.5 CALNOX‐3087
ELABORADO POR: LAAT‐EPLP FUENTE: PETROPRODUCCION
Químicos utilizados en Levantamiento Hidráulico Estación Lago Centra.
19
CAPÌTULO II
2.1. Desarrollo tecnológico del separador CCGL Los separadores Cilindros Ciclónicos Gas-Líquido (CCGL), han sido
desarrollados en los últimos 15 años, por la industria del petróleo,
convirtiéndose rápidamente en opciones de reemplazo de los
separadores convencionales. Comparaciones entre los separadores
convencionales y los cilindros ciclónicos gas-líquido han sido publicados
en los últimos años, así como nuevos aportes en el desarrollo y
perfeccionamiento del modelo.
Detallada literatura sobre separadores compactos han sido dados por
Arpandi, (1995). Shoham y Kouba, (1998), quienes presentaron nuevos
estudios sobre el modelo del separador CCGL. Mohan y Shoham, (1999),
presentaron el desarrollo de los diseños del modelo del separador CCGL
para un flujo de tres fases.
Extensos estudios teóricos y experimentales han sido llevados a cabo con
el fin de comprender la separación del líquido y gas dentro del separador
CCGL.
A continuación se muestra un breve resumen, de la información literaria
más importante de los estudios de separación compacta, dado por Shaya,
M. (1997).
2.2. Estudios experimentales y aplicaciones de campo de los separadores CCGL
Se han llevado a cabo varios estudios de la separación de las fases en el
separador CCGL, y el diseño del separador.
20
Davies, (1984), Davies y Watson (1979) y Oranje, (1990) estudiaron los
separadores compactos para producción costa afuera con respecto al
peso, costos y eficiencia de separación versus los separadores
convencionales. Oranje, (1989). Reportó a gran escala el desarrollo de
cuatro tipos de separadores gas-líquido con una eficiencia de 100% en
reducción de tapones (slugs). Bandyopadhyay, (1994) de Naval Weapons
Research Laboratory, consideró el uso de separadores ciclónicos gas-
líquido para separar burbujas de gas de hidróxido de sodio líquido en
sistemas de baterías en base a oxido de aluminio. El ciclón usó una
entrada y salida tangencial, con un arreglo para cambiar el ángulo y esto
demostró que el gas es sensible al ángulo de inclinación de la entrada y
salida del separador, se observaron dos configuraciones básicas: flujo
directo y helicoidal-espiral. El ángulo óptimo más estable ha sido
encontrado como función de la tasa de flujo y la geometría del separador.
El separador ciclónico usado para separar gas y petróleo desarrollado por
Nebrensky, (1980) incluía una entrada rectangular y tangencial equipada
con una paleta, arreglo que permitía cambiar el área de entrada, y
controlar la velocidad de entrada independientemente de la dirección y
extendiendo el rango de operación del separador. Este ciclón también usó
una salida de vórtice para el gas.
Un separador gas-líquido con entrada rectangular tangencial cerca del
fondo fue desarrollado por Zhikarev, (1985) determinando las
dimensiones y regímenes de operación con los que puede operar el
separador con entrada de gotas líquidas, basados en investigaciones
experimentales y teóricas.
Un cilindro ciclónico con paletas espirales internas llamado separador
Auge fue desarrollado por ARCO (Kolpak, 1994) y mostró una separación
de gas de 2% a 18% cuando fue probado en Alaska.
21
Weingarten, (1995) buscó alternativas a los métodos convencionales de
control de líquidos dentro de los separadores usando flotadores y válvulas
de diafragma ahogadoras, operadas por la cabeza hidrostática del tanque.
Estas pruebas determinaron la sensibilidad del nivel del líquido, dentro del
cilindro ciclónico, a la caída de presión en los niveles de gas y liquido.
Arato y Barnes, (1992) usaron un separador en línea libre de vórtice
antes de una bomba multifásica, para separar gas-líquido. Parte del
líquido separado fue recirculando a la bomba para reducir la relación
volumétrica del gas en la fase mixta de la entrada. Esto produjo una
mejora en la capacidad de la bomba.
Baker y Entress, (1991) probaron un nuevo diseño llamado Sistema de
Bombeo de Separación vertical Anular (Vertical Annular Separation
Pumping System (VASPS)), para facilidades y separación bajo el mar.
Este sistema habilitó la producción de los reservorios en aéreas remotas y
campos marginales, ellos buscaron la separación en superficie y un
método de bombeado para largas distancias, particularmente en aguas
profundas.
Kanyua y Freeston, (1985) estudiaron experimentalmente la posible
aplicación de un sistema denominado Separador Centrífugo para Flujo
Vertical (Vertical Flow Centrifugal Separator) para aplicaciones
geotermales, y reportaron el efecto de la geometría en la eficiencia del
separador para separación pozo abajo. El estudio fue extendido a
operaciones en superficie, seguidas satisfactoriamente de prototipos para
separación pozo abajo. Estos diseños de separadores incluían un
generador de vórtice, una sección difusora y un tubo de vórtice de gas
montado en una configuración compacta. Esto concluyó que un generador
de vórtice era factible para operar en superficie, en aplicaciones a bajas
22
presiones, mientras un tubo vórtice de gran diámetro fue preferible para
operaciones bajo superficie, para aplicaciones a altas presiones.
Davies y Watson, (1979) desarrollaron separadores compactos
miniaturizados para plataformas costa afuera donde los requerimientos de
espacio no permitían montar separadores convencionales. Estas
unidades fueron económicas y fáciles de operar. Un grupo de tubos-
vórtices fueron desarrollados para sistemas de pruebas. El grupo de tubos
se ponía dentro del tanque del separador, cada tubo vórtice comprimía
una parte del gas, en la parte alta se permitía la salida del gas, en la parte
periférica baja se abría la salida del líquido, de manera tangencial.
Forsyth, (1984) usó un diseño similar para separar líquido y partículas
sólidas de un sistema de transmisión de gas natural, poniendo un grupo
de separadores ciclónicos dentro de un tanque presurizado, produciendo
gas seco y limpio, eliminando la necesidad de usar filtros de aceite y de
otros tipos de filtro.
2.3. Medición multifásica utilizando separadores CCGL
Las aplicaciones que más se han desarrollado en el estudio del separador
CCGL han sido para sistemas de medición multifásica.
A continuación se muestra un resumen de las aplicaciones de campo de
un trabajo presentado por Kouba, (2006).
Chevron dirigió y operó diseños de separadores GLCC con bajo GOR
para mediciones de flujo.
Liu y Kouba, (1994). Kouba, (1995) condujeron varios estudios
auspiciados por Chevron en el desarrollo de medición multifásica,
23
incorporando un sistema denominado Net Oil Computer, donde el gas y el
líquido fueron separados por un separador CCGL, medidos, y luego
recombinados para su transportación. El separador CCGL diseñado tenía
6” de diámetro, 12 ft de altura con una entrada simple. Un medidor
(Humble test facility) fue usado por Kouba, (2002) para medir el gas y
varias combinaciones de crudo, agua y gas natural, se usaron
densitómetros nucleares localizados en la entrada vertical y a la salida del
líquido del separador CCGL.
Colorado Engineering Experimental Station Inc. (CEESI). Wang, (2002)
experimentaron con un separador CCGL de 6” de entrada y una presión
de 200 a 1000 Psi, con gas natural. Se probaron configuraciones de
separadores GLCC donde fueron probados flujos de gas y líquido 25
MMscfd y 900 Bfpd respectivamente. El separador CCGL fue equipado
con: Annular Film Extractors (AFE) localizados sobre la parte baja del
separador CCGL y entradas superiores.
Las proporciones de flujo de gas y líquido de 34 Mscfd y 2000 Bfpd
respectivamente, fueron usados para probar un separador CCGL con
entrada dual de 6”, y sistema de medición multifásica de adquisición de
datos en un campo experimental para un corte de agua de 0 a 100 %.
Wang, (2006) integró instrumentos de medición multifásica en línea
denominada: Inline Water Separation (IWS), sistema que consistió en un
separador CCGL, Liquid-Liquid Pipe Separator (LLPS), un Liquid-Liquid
Cylindrical Cyclone (LLCC) y un Liquid-Liquid Hydrocyclone Cylindrical
(LLHC), los cuales fueron probados en una estación experimental para
separar una proporción significante de agua. Con los productos
remanentes de la producción de fluidos (gas, petróleo y agua) enviados
de las facilidades de producción existentes.
24
Un separador CCGL de 60” de ID y 20 ft de altura, el más grande en el
mundo empleado en Minas para separación-medición. (Marrelli, 2000)
operaba a 170 Psia y 260 ºF, manejando tasas de producción de líquido y
gas de 160,000 Bfpd y 70 MMscfd respectivamente, y equipado con
válvulas de control sofisticadas en los niveles de líquido y gas.
Se diseñó un separador CCGl para Duri, un campo de Indonesia, para el
manejo de producción con arena y baches de líquido (Marrelli, 2000). El
análisis comparativo de los separadores convencionales con el CCGL
demostró que la aplicación solo para el área-10 del campo Duri
consideraba un ahorro de 3.2 millones de dólares.
Un separador CCGL con una configuración de 12” de diámetro y 12 ft de
alto, fue instalado para mediciones en CNOOC, una plataforma offshore
de China. (Wang and Zhang, 2005). Una entrada de 42” de diámetro y 23
ft de alto fue instado por CNOOC para remover parcialmente gas (gas
knockout) en una plataforma offshore.
El primer separador CCGL para remoción de líquido en flujo de gas, en
aplicaciones de gas lift fue instalado en Nigeria (Bodunrin, 1997),
demostrando éxito a gran escala del desarrollo del separador CCGL para
altas presiones. Este CCGL fue de 12” de diámetro y 12 ft de alto y
separaba 4 MMscfd de gas de alrededor de 500 Bfpd a una presión de
1700 Psig.
El separador CCGL, con amortiguador de baches a la entrada, fue
diseñado por Kouba, (2002). Fue instalado en Indonesia en Duri, este
amortiguador de baches ha sido desarrollado por el Proyecto Tecnológico
de la Universidad de Tulsa (Tulsa University Separation Technology
Projects (TUSTP)), algunas unidades han sido instaladas en California.
25
Chevron instaló un separador CCGL aguas abajo de bombas multifásicas
tipo tornillo (Kouba, 1995) para separar y recircular un suministro
adecuado de líquido a la entrada de la bomba. Protegiendo a la bomba de
cavitación, no se diseñó la bomba con entrada de gas para un 95% de
velocidad.
La primera aplicación de separador CCGL diseñada para operaciones
bajo el mar y construidos por Curtiss Wright, (Campen, 2006) ha sido
desarrollada para Petrobras y localizado aguas abajo de una bomba
multifásica, separando y re-circulando líquido antes de la entrada de
succión de la bomba.
2.4. Estudios de la conducta hidrodinámica de flujo Esta sección describe brevemente los estudios realizados de la conducta
del flujo hidrodinámico que se tiene en el separador CCGL.
Millington and Thew, (1987) reportaron las medidas de velocidad de los
separadores cilindros ciclónicos mediante: Anemómetro Laser Dopler
(Laser Doppler Anemometer (LDA)). Estos estudios revelaron que la
distancia, entre la entrada y salida, controlan la tasa de salida del gas, y
sugieren el uso de entradas opuestas al eje de simetría y estabilidad del
gas en el centro. Además determinaron que el separador cilíndrico
ciclónico era superior a los ciclones en términos de mejor equilibrio,
también hicieron una observación importante del vórtice que ocurre en el
cilindro ciclónico, forzando la velocidad tangencial.
Reydon y Gauvin, (1981) estudiaron la conducta del flujo del vórtice en el
ciclón cónico. Sus estudios mostraron que la magnitud de la velocidad de
la entrada no cambia la forma de la velocidad tangencial, la velocidad
axial y los perfiles de presión. Sin embargo los resultados mostraron que
26
un incremento en la entrada de la velocidad tangencial, incrementa la
velocidad de todas las cantidades anteriores, y el ángulo de la entrada no
tienen ningún efecto en los perfiles de la velocidad axial o perfiles de
presión tangencial.
Tubos pitot estáticos fueron usados para medir la velocidad tangencial en
el cilindro ciclónico por Farchi, (1990). Su medición confirmó que un
vórtice forzado ocurre en el ciclón. Sin embargo, el diámetro del ciclón
aumenta, y la velocidad de distribución tiende a enfrentar un perfil de
vórtice libre.
Kurokawa y Ohtaik, (1995) confirmaron la existencia de un perfil de
velocidad compleja por una fase líquida simple medida en un estudio
sobre flujo gas-líquido, característica en ciclones espirales horizontales
con generador de vórtice. Este estudio distinguió un vórtice forzado,
generando una región de inyección con alta velocidad de remolino sobre
el centro de la tubería, de una segunda región de remolino formada por un
vórtice libre cerca de la pared y también un incremento de la región antes
de flujo con alta velocidad de remolino. Este perfil de velocidad compleja
puede ser atribuido a la entrada del gas y a las configuraciones de salida.
Arpandi, (1996) llevó a cabo experimentos para buscar el desarrollo
operacional, definiendo las condiciones para las cuales debería haber gas
y líquido residuales. Equilibrando el nivel de líquido, la forma de la
interfase gas-líquido, velocidad y mantenimiento de la distribución de
gotas a través del separador CCGL.
Movafaghian, (2000) adquirió datos experimentales para tres diferentes
geometrías de entrada, cuatro diferentes viscosidades de líquidos, tres
sistemas de presión y efectos de surfactantes. Los datos experimentales
comprenden el equilibrio del nivel de líquido, flujo de zona neta de líquido
y desarrollo operacional para el líquido separado.
27
Erdal, (2001) midió velocidades axiales y tangenciales, y las intensidades
turbulentas a través del separador CCGL, para 24 diferentes
localizaciones de eje, usando Velocímetros Laser Doppler (Laser Doppler
Velocitimeter (LDV)), donde las mediciones fueron conducidas con agua,
para tasas de flujo líquido de 10, 30 y 72 gpm, para diferentes
configuraciones de entrada y orientaciones de salida con un amplio rango
de Número de Reynolds, de alrededor de 5000 a 67000. Las mediciones
fueron usadas para crear contornos de color en diagramas de velocidad
axial, tangencial y energía de turbulencia cinética. Erdal, (2001) obtuvo
grandes medidas locales de datos de flujo espiral de dos fases en la parte
baja del separador CCGL y datos de la salida de gas para flujo de aire-
agua.
Oropeza y Vazquez, (2001) estudiaron experimentalmente conductas de
flujo en separadores Cilindros Ciclónicos Líquido-Líquido (CCLL) y
separadores compactos CCGL, como separadores de agua libre (free
water knockout). La eficiencia de separación de etapa simple, del
separador Cilindro Ciclónico Gas-Líquido-Líquido (CCGLL), revelaron
datos de la eficiencia de separación, también como un free water
knockout. Esto ocurre solo para concentraciones de aceite en la entrada
bajo el 10%.
Reinoso, (2002) realizó investigaciones experimentales en flujos
conocidos, amortiguadores de baches, fueron usados aguas arriba del
separador CCGL. La programación de mediciones del bache, se realizó
frente al amortiguador de baches, presiones diferenciales a través del
segmento de orificio, en el nivel de líquido del separador CCGL y a la
salida del flujo líquido y presión estática en el CCGL, fueron medidos. Sus
datos probaron que el amortiguador de baches es capaz de disipar
grandes baches, asegurando equitativamente tasas de líquido en el
separador CCGL.
28
CAPITULO III 3. EVALUACIÓN DE LOS EQUIPOS DE SEPARACIÓN DE FLUIDO DE LA ESTACIÓN CENTRAL LAGO AGRIO 3.1. Historiales del manejo de fluido de los separadores
El historial de producción proporciona información sobre el
comportamiento productivo del campo, el cual es una herramienta
invaluable para su evaluación.
3.1.1. Promedio anual de producción
PROMEDIO ANUAL LAGO CENTRAL AÑO 2004 2005 2006 2007 Oil (Bls) 1195265 947685 684304 660449 AGUA PRODUCIDA (BAPA) 24220 22713 310033 418257 GAS FORMAC (MPCA) 3938 2920 2627 3442 GAS QUEMADO (MPCA) 3501 2212 1886 2896 GAS COMBUST (MPCA) 5407 720 718 1378
ELABORADO POR: LAAT-PELP FUENTE: PETROPRODUCCIÓN Tabla 6. Promedio anual de producción. Estación LC.
29
PROMEDIO ANUAL DE PRODUCCION LAGO CENTRO
500
200500
400500
600500
800500
1000500
1200500
1400500
2003 2004 2005 2006 2007
AÑOS
Oil (Bls)AGUA PRODUCIDA (BAPA)GAS FORMAC (MPCA)
Figura 15. Promedio Anual de Producción LC. 3.1.2. Promedio mensual de Producción
En este año (2008) se pudo obtener una producción mensual promedio
de 5014 Bfpd. A 10 de abril (2008), no se está utilizando el gas como
combustible para las turbinas debido a la baja producción.
PROMEDIO MENSUAL LAGO CENTRAL AÑO 2004 2005 2006 2007 * 2008 Oil (Bls) 99605 78974 57025 55037 60051 AGUA PRODUCIDA (BAPM) 2018 1893 25836 34855 33596 GAS FORMAC (MPCM) 328 243 219 287 373 GAS QUEMADO (MPCM) 292 184 157 241 396 GAS COMBUST (MPCM) 451 60 60 115 0
ELABORADO POR: LAAT-PELP FUENTE: PETROPRODUCCIÓN
* Incremento por recuperación de pozos Tabla 7. Promedio mensual de producción. Estación LC.
30
PROMEDIO MENSUAL DE PRODUCCION LAGO CENTRAL
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
2004 2005 2006 2007 * 2008
AÑOS
Oil (Bls)AGUA PRODUCIDA (BAPM)GAS FORMAC (MPCM)
Figura 16. Promedio Mensual de Producción LC.
3.2. Resultados de la evaluación En la siguiente tabla se muestra, que el gas es insuficiente para usarlo
como combustible en las turbinas, el agua que produce el campo es
reinyectada al pozo LA Norte 16, la tasa de petróleo se incrementa debido
a los reacondicionamientos de pozos. Esta tendencia en el incremento de
producción de petróleo de puede observar en la grafica de producción
mensual de la figura 16.
3.2.1 Promedio diario de producción
AÑO 2008 PROMEDIO ENERO-MAYO PROMEDIO JUN. Oil (Bls) 1937 2277AGUA PRODUCIDA (BAPD) 1084 1028GAS FORMAC (MPCD) 373 248GAS QUEMADO (MPCD) 396 248GAS COMBUST (MPCD) 0 0ELABORADO POR: LAAT-PELP FUENTE: PETROPRODUCCIÓN
Tabla 8. Promedio diario de producción Estación LC.
31
0
500
1000
1500
2000
2500
BPD
Oil (Bls) AGUAPRODUCIDA
(BAPD)
GAS FORMAC(MPCD)
PROMEDIO DIARIO JUNIO 2008
Oil (Bls)AGUA PRODUCIDA (BAPD)GAS FORMAC (MPCD)
Figura 17. Promedio Diario de Producción LC.
La figura 17 muestra el promedio diario de producción de la estación Lago
Central del mes de junio de 2008, con una producción de petróleo de
2200BPPD, 950 BAPD y 240 MPCD.
3.3. Eficiencia del separador
La eficiencia del separador de prueba y del separador de producción, no
se la determino debido a la falta de dispositivos toma muestras a la salida
de líquido y gas en los separadores, que nos permitan determinar la su
eficiencia.
3.4. Muestreo y análisis del fluido
El muestreo se lo realiza bajo supervisión del departamento de Ingeniería
de Petróleos en el laboratorio de Corrosión y Tratamiento Químico Lago
Agrio, mediante las normas indicadas. (Ver figura 18).
32
Pruebas de calidad para petróleo crudo Métodos de prueba para petróleo crudo
Gravedad ºAPI, Densidad, Densidad relativa de petróleo crudo D287, D1298, D5002 Contenido de sedimentos en el petróleo crudo D473 Contenido de agua en el petróleo crudo D4006 Contenido de sulfuros en el petróleo crudo (ver también pruebas de sulfuros) D4294 W&S (centrifugación) D96, D4007 Residuos de Carbón - Conradson/MCTR D189, D4530 Cloruros- Organicos (Incluyen corte de Nafta) D4929 Cloruros-Totales UOP588, D4929 Cloruros inorgánicos UOP588 Métodos de ensayo para petróleo crudo Ensayos para petróleo crudo Destilación, Atmosférica D89 Modificado Destilación, Fraccional D2892 Destilación, (Vacuum Potstill) D5236 Destilación, Reducción de Presión D1160 Destilación, simulada por G.C. D5307 Luz en aceite crudo GC Mercaptanos y sulfuros hidrogenados SMS2268-1/UOP136 Metales en el crudo Ni/V/Na (dilución de solventes) AAS, AES D5863B Metales en el crudo Ni/V/Fe (Asimilación, Cenizas) AAS, AES D5863A
Pruebas de calidad para petróleo crudo Métodos de prueba para petróleo crudoContenido de Metanol GC Punto de vertimiento D97 Punto de vertimiento de petróleo crudo D5853 (Procedimiento A) Punto de vertimiento de petróleo crudo D5853 (Procedimiento B) Presión de Vapor Reid D323 Contenido de sal D3230/D6470/IP77 Sedimentos por membrana de filtración D4807 Presión de Vapor D6377 Viscosidad-Cinemática a 40 y 100 C (100 y 200 F es necesario) D445 Viscosidad-Cinemática a otras temperaturas D445 Contenido de agua- Karl Fisher D4377/D4928 Contenido de cera UOP46
33
Pruebas de calidad para petróleo crudo Métodos de prueba para petróleo crudo
Sulfatos ASTM E291 Sulfuros ASTM D5623 Cenizas sulfatadas IP 163 Cenizas sulfatadas de productos de petróleo DIN 51575 Contenido de ácido sulfúrico BS 3903 Contenido de Sulfuros: ASTM D2784 Oxidación Microcolometrica ASTM D3120 ASTM D2784 Fluorescencia UV ASTM D5453
ASTMD2784 Método de combustión a alta presión IP 61
ASTM D2784 Método de lámpara de combustión IP 107 ASTM D2784 Microlorimetrico IP 373
ASTM D2784 Método de combustión Wickbold ISO 4260
Bomba ASTM D129 Método de combustión Wickbold NFEN 24260
(EDXRF) ASTM D2622 EDXRF IP 336 (Método de lámpara) ASTM D1266 EDXRF ISO 8754
(WDXRF) ASTM D2622 Productos del petróleo e Hidrocarburos- Método de combustión Wickbold
Hidrogenoides ASTM D4045 Figura 18. Normas para análisis químicos. Fuente ASTM 3.5. Especificaciones del producto separado: agua, gas, petróleo
El petróleo procesado en la estación Lago Central es entregado al
sistema de Oleoducto, con los parámetros que muestra la figura 19.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
LABORATORIO DE CORROSIÓN L.A.
CARACTERIZACION CRUDO DE ACT`S ESTACIÒN LAGO CENTRAL
FECHA DEL ANÁLISIS: 20 ABRIL 2008
PARAMETROS UNIDADES NORMA ASTM ACT`S ESTACIÒN LAGO
API OBERVADO / TEMPERATURA º F 29,8 / 69º F
API 60 ºF º API 29.2
API SECO º API 29.24
GRAVEDAD ESPECIFICA G/E D-1298 0.8805
AGUA LIBRE % 0.2
EMULSION % 0
SEDIMENTOS POR CENTRIFUGACION % 0
PARAFINA % 2
BSW % 96/88 0.2
34
PARAMETROS UNIDADES NORMA ASTM ACT`S ESTACIÒN
LAGO
AZUFRE % PESO D-4294 0.861
SAL EN CRUDO lbNaCl/1000bls D - 3230 49.6
PODER CALORIFICO BTU/ lbs D-240 19050
PODER CALORIFICO KJ / Kg 44252.7
PODER CALORIFICO K/ CAL 10563
VISCOSIDAD cSt 80 º F cSt 33.83
VISCOSIDAD cSt 104 º F cSt 14.23
VISCOSIDAD cSt 120 º F cSt D-445 8.99
CENIZAS % PESO D-482 0.020
CARBON CONRADSON % PESO D-189 0.060
DESCOMPOSICION TERMICA (FK) ºF 668
TEMPERATURA MEDIA VOLUMETRICA º F 430.6
RELACION CARBON HIDROGENO C/H 7.4
FACTOR DE CARACTERIZACION Koup 11
CALOR LATENTE DE VAPORIZACION BTU 112.5
PESO MOLECULAR g/MOL 165
DESTILACIÒN IBP / º F D-86 IBP / 155
DESTILACIÒN %V / º F D-86 5% / 225
DESTILACIÒN %V / º F D-86 10% / 275
DESTILACIÒN %V / º F D-86 20% / 386
DESTILACIÒN %V / º F D-86 30% / 480
DESTILACIÒN %V / º F D-86 40% / 556
DESTILACIÒN %V / º F D-87 45% / 668 PRESION DE VAPOR REID KPa/psi D-323 40,5/5,9
Figura 19. Prueba ACT Estación Lago Central. Fuente Petroproducción.
35
CAPITULO IV 4. DETERMINACIÓN DE LOS TIPOS DE FLUJO DE LA ESTACIÓN CENTRAL LAGO AGRIO 4.1. Flujo multifásico 4.1.1. Definición de flujo multifásico y clasificación de los patrones de flujo La diferencia fundamental entre el flujo de una sola fase y el flujo
simultáneo de dos fases (gas-líquido), en una tubería, es la existencia de
los Regímenes o Patrones de flujo. Los Patrones de flujo se refieren a la
configuración geométrica de las fases gaseosas y líquidas dentro de la
tubería. Estas configuraciones son variadas, y difieren una de otra en la
distribución espacial de la interfase, resultando en diferentes
características de flujo tales como la velocidad y distribución del nivel
ocupado por el líquido. (Shoham, O. 2005). La existencia de los patrones
de flujo en sistemas gas-líquido depende de las siguientes variables:
• Parámetros operacionales, llamados tasas de flujo de gas y líquido.
• Variables geométricas, incluyendo el diámetro de la tubería y el
ángulo de inclinación.
• Las propiedades físicas de las dos fases (densidades,
viscosidades, tensiones superficiales, etc.). (Shoham, O. 2005).
Los patrones de flujo dados por Shoham, O. (2005) se fundamentaron en
datos adquiridos experimentalmente de flujos en tuberías horizontales,
verticales e inclinadas con diversos rangos de inclinación.
A continuación se detallan los patrones de flujo dados por Shoham, O.
(2005).
36
4.1.1.1. Flujos Horizontales y Semi-Horizontales Los patrones de flujo existentes en estas configuraciones pueden ser:
Flujo Estratificado (Stratified), Estratificado-Liso (Stratified-Smooth) y
Estratificado-Ondulado (Stratified-Wavy)), Flujo Intermitente (Flujo Slug) y
Burbuja-Elongado, (Elongated Bubble)).
Flujo estratificado (Stratified) (ST)
Figura 20. Patrones de Flujo Estratificados en tuberías horizontales y semi-horizontales.
Ocurre a bajas tasas de gas y líquido, las dos fases son separadas por
gravedad, donde la fase líquida se dirige al fondo de la tubería y la fase
gaseosa se sitúa en la parte superior de la tubería. El patrón de flujo
estratificado es dividido en:
Flujo Estratificado liso (stratified Smooth) (SS). Donde la
interfase gas líquida es uniforme (sin formación de ondas). (Ver figura 20).
37
Flujo Estratificado ondulado (Stratified Wavy) (SW). Ocurre a
tasas relativamente altas, la interfase gas-líquido es ondulada. (Ver figura
20).
Flujo Intermitente (I)
El flujo intermitente es caracterizado por alternar flujo de gas y líquido.
Baches (slugs) de líquido son ocupados completamente por la tubería,
seguidos de baches de gas, una parte del líquido es estratificado en el
fondo de la tubería y distribuido a lo largo de la misma.
Figura 21. Patrones de flujo Intermitentes en tuberías horizontales y semi-horizontales.
El mecanismo de este flujo es un rápido movimiento del tapón líquido
delante de una película líquida de bajo movimiento. El tapón de líquido
arrastra pequeñas burbujas de gas las cuales son concentradas en frente
del bache (slug) y en la parte superior de la tubería.
Este patrón de flujo es dividido en:
38
Flujo Bache (Slug) (SL) y Flujo Burbuja-Elongado (Stratified-Bubble) (EB). Estos patrones de flujo tienen conducta similar al flujo
intermitente. El patrón de flujo burbuja-elongado es considerado el límite
del patrón de flujo bache, cuando el bache líquido está libre de burbujas.
Esto ocurre a tasas relativamente bajas de gas cuando el flujo es lento. A
tasas altas de gas, donde el flujo en la frontera del bache está en forma
de un remolino con burbujas (causado por el bajo movimiento de la
película), el flujo es llamado flujo bache. (Ver figura 21).
Flujo Anular (Annular) (A)
El flujo anular ocurre a tasas muy altas de flujo de gas. El gas está a alta
velocidad en el centro, y puede contener gotas de líquido. El líquido fluye
como una película delgada pegada a la tubería. La interfase es muy
ondulada, resultando en una alta tensión de corte interfacial. La película
del fondo es usualmente mas gruesa que en la parte alta. Dependiendo
de las magnitudes de la tasa de flujo del gas y del líquido, a bajas tasas
de flujo de gas, el líquido fluye al fondo de la tubería, mientras ondas
inestables barren alrededor de la periferia de la tubería y esto ocasiona
que la pared de la tubería se humedezca. Este flujo ocurre en los límites
de transición entre el flujo Ondulado-estratificado y Bache-anular. Eso no
es una Onda-estratificada porque el líquido es barrido alrededor de la
tubería mojando la pared con una fina película. El flujo no es Bache
porque no se forma puentes de líquido en la sección transversal de la
tubería. Como resultado, las ondas de espuma no son aceleradas por la
fase gaseosa, pero a baja velocidad. No se desarrolla completamente el
flujo anular, mientras no se tenga una película estable alrededor de la
periferia de la tubería. (Ver figura 21).
39
Figura 22. Patrones de flujo Anulares en tuberías horizontales y semi-horizontales.
Este patrón de flujo es denominado algunas veces como “Proto-Slug”. En
base a las definiciones y mecanismos de flujos Anular y Slug, este
régimen es llamado flujo Anular-Ondulado (Wavy Annular) (WA), y
clasificado como un subgrupo de flujo Anular. (Ver figura 22). La
diferencia entre el flujo bache y el flujo Ondulado-anular es más
distinguible en el flujo inclinado hacia arriba. Durante el flujo bache, se
observa que la película líquida es retenida entre cada bache de líquido,
mientras en flujo Ondulado-Anular, el líquido se mueve ascendentemente
delante de las ondas superpuestas sobre la película. Este movimiento de
ondas se mueve mucho mas bajo que la fase gaseosa.
Flujo Burbuja-Disperso (Dispersed-Bubble) (DB)
A tasas muy altas de flujo líquido, la fase líquida es la fase continua, en la
que la fase gaseosa está dispersa en forma de pequeñas burbujas. La
transición para este patrón de flujo esta definida entre las condiciones
donde las primeras burbujas están suspendidas en el líquido o en bolsas
de gas, y cuando tocan la parte alta de la tubería, estas se destruyen;
40
cuando esto ocurre, las burbujas se localizan cerca de la parte alta de la
tubería, a altas tasas líquidas, las burbujas de gas son dispersadas más
uniformemente en toda la sección transversal de la tubería, las dos fases
se mueven a igual velocidad, y el flujo es considerado homogéneo sin
resbalamiento (slippage). (Ver figura23).
Figura 23. Patrón de flujo Burbuja dispersa en tuberías horizontales.
4.1.1.2. Tuberías inclinadas y verticales con flujo ascendente En este rango de incremento de ángulos, el régimen Estratificado
desaparece y el nuevo patrón de flujo observado es llamado Flujo
Revuelto (Churn). Usualmente, los patrones de flujo son más simétricos
alrededor del eje de la tubería, y menos dominados por la gravedad. Los
patrones de flujo existentes son: flujo bache, flujo burbuja, flujo Anular,
flujo Burbuja-disperso.
Flujo Bache (Slug (SL)). El régimen de flujo bache en tuberías verticales
es simétrico alrededor del eje de la tubería, se debe a que la fase
gaseosa está localizada en una bolsa de gas en forma de bala
denominada “Burbujas de Taylor” con un diámetro similar al diámetro de
la tubería. El flujo consiste de sucesivas “Burbujas de Taylor” y baches
líquidos, que ocupan la sección transversal de la tubería. Una película
delgada fluye descendentemente entre la “Burbuja de Taylor” y la pared
41
de la tubería. La película penetra dentro del siguiente bache líquido,
creando una zona mixta ventilada por las pequeñas burbujas de gas. (Ver
figura 24).
Flujo Anular (A). Como en el caso del flujo horizontal, este flujo se
caracteriza por un movimiento rápido en el centro gaseoso con entrada de
gotas líquidas y un bajo movimiento de la película líquida alrededor de la
pared de la tubería. El flujo está asociado con una estructura de onda
interfacial, que resulta en una alta tensión de corte interfacial. En flujo
vertical, el espesor de la película líquida alrededor de la tubería es
aproximadamente uniforme. (Ver figura 24).
Figura 24. Patrón de flujo Tapón (Slug) y Anular en flujo vertical ascendente.
Flujo Burbuja (bubble flow) (B). En el flujo burbuja, la fase gaseosa es
dispersa como pequeñas burbujas, moviéndose ascendentemente de
42
manera zigzagueante, en la fase líquida. Para flujo vertical, la distribución
de las burbujas es aproximadamente homogénea a lo largo de la sección
transversal de la tubería. El flujo Burbuja ocurre a tasas relativamente
bajas de líquido, con baja turbulencia, y es caracterizado por
resbalamiento (slippage) entre la fase gaseosa y la fase líquida.
Resultando en grandes valores de fracción de volumen ocupada por el
líquido (Holdup). (Ver figura 25).
Flujo Revuelto (Churn (CH)). Este patrón de flujo es caracterizado por un
movimiento oscilatorio de la fase líquida. El flujo Revuelto es similar al
flujo Bache, pero se ve mucho más caótico, sin límites limpios entre las
dos fases. Esto ocurre a altas tasas de flujo de gas, donde el bache
líquido recorre la tubería volviéndose espumoso. Los baches estallan a
través de la fase gaseosa, y entonces ellos se rompen, cayendo hacia
atrás, y emergiendo con el siguiente bache. Como resultado de esto, la
burbuja Taylor en forma de bala es destruida y ocurre un remolino. (Ver
figura 25).
Flujo burbuja-dispersa (DB). Similar al caso de flujo horizontal, el flujo
burbuja-disperso en tuberías verticales y con inclinaciones fuertes ocurre
a tasas de líquido relativamente altas, bajo estas condiciones la fase
gaseosa es dispersa como diminutas burbujas dentro de la fase líquida
continua. Para este patrón de flujo, la fase líquida dominante lleva las
burbujas de gas, y no hay lugar al resbalamiento entre las fases. De aquí
que el flujo es considerado homogéneo sin resbalamiento. (Ver figura 25).
43
Figura 25. Patrones de flujo: Burbuja-Dispersa, Revuelto, y Burbuja en tuberías verticales. 4.1.1.3. Tuberías inclinadas con flujo descendente.
Presenta los patrones de flujo en un rango completo de inclinación de
ángulos. Para flujos con inclinación hacia abajo, el patrón de flujo
dominante es Estratificado-Ondulado, ocurre sobre un amplio rango de
inclinación de ángulos hacia abajo, entre flujo horizontal y bajo los -80º, y
cubriendo un amplio rango de tasas de flujo líquido y flujo de gas. (Ver
figura 26).
Como se observó en flujo horizontal e inclinado ascendente, flujo Burbuja-
disperso y flujo Anular ocurren a tasas altas de flujo de líquido y gas,
respectivamente. Para flujo vertical descendente, el patrón de flujo
estratificado desparece y existe el régimen de flujo Anular también a bajas
tasas de flujo de gas, en forma de película que desciende. El patrón de
flujo Bache en flujo vertical hacia abajo es similar al que ocurre en flujo
44
hacia arriba, excepto que usualmente la “burbuja Taylor” es inestable y
localizada excéntricamente fuera del eje de la tubería. La burbuja Taylor
puede ascender o descender, dependiendo de las tasas relativas de la
fase líquida y gaseosa. (Ver figura 26).
Figura 26. Patrones de flujo en tuberías inclinadas y verticales con flujo descendente.
4.1.2. Variables del flujo multifásico 4.1.2.1. Tasa de flujo másico, W (kg/s)
LW = tasa de flujo de masa de líquido.
GW = tasa de flujo de masa de gas.
W = tasa de flujo de masa total.
GL WWW += (4.1)
45
4.1.2.2. Tasa de flujo volumétrico, q (m^3/s).
Lq = tasa de flujo volumétrico de líquido.
Gq = tasa de flujo volumétrico de gas.
q = tasa de flujo volumétrico total.
Y
GL qqq += (4.2)
4.1.2.3. Colgamiento (Liquid holdup), LH y Fracción de gas (Gas void
Fraction), α (-). El colgamiento (Liquid Holdup) es la fracción de un elemento de volumen
en un flujo de dos fases ocupado por la fase líquida. De igual manera, la
fracción de gas es la fracción de un elemento que es ocupado por la fase
gaseosa. Para flujo de dos fases, 0<HL o α<1, y HL+α=1. Para flujo de
una sola fase, α o HL están entre 0 o 1. Diferentes definiciones de
fracción de volumen pueden ser usados, como se discute a continuación.
El Colgamiento instantáneo, LH (r,t), se refiere a un elemento de volumen
diferencial, y representa el colgamiento dado en un tiempo y punto del
espacio en el flujo. Para esta condición de elemento de volumen muy
pequeño, LH (r,t), debe estar entre 1 o 0. La integración del colgamiento
instantáneo con respecto al tiempo produce el colgamiento en la
localización dada. Para flujo en tuberías, son requeridas más definiciones,
el tiempo y espacio promedios de colgamiento están dados por:
∫ ∫∫∫=
−
dtdr
drdttrHH
LL
),( (4.3)
46
Por simplicidad, el promedio del colgamiento es designado por LH , dos
promedios prácticos son usados para flujo de tuberías: El colgamiento de
la sección transversal y el promedio del colgamiento volumétrico. Estos
promedios se refieren al área de la sección transversal de la tubería y a
un volumen finito del límite de la tubería en la pared, y dos planos
imaginarios perpendiculares al eje de la tubería, respectivamente. Se
debe dar cuenta que los parámetros de la sección transversal y el
colgamiento volumétrico está en función del tiempo y espacio.
4.1.2.4. Velocidades superficiales, SLV y SGV (m/s). La velocidad superficial de una fase es el flujo volumétrico de la fase, que
representa la tasa de flujo volumétrica por unidad de área. En otras
palabras, la velocidad superficial de la fase es la velocidad que ocurre si
solo esa fase fluyera por la tubería. Las velocidades superficiales del
líquido y el gas son, respectivamente:
p
LSL A
qv = p
GSG A
qv = (4.4)
Donde PA es la sección transversal de la tubería.
4.1.2.5. Velocidad de la Mezcla, Mv (m/s) La velocidad de la mezcla es la tasa de flujo volumétrica total de las dos
fases por unidad de área, que es referida a la velocidad del centro de
volumen y es dada por:
47
SGSLp
GLM vv
Aqq
v +=+
= (4.5)
4.1.2.6. Coligamiento sin resbalamiento, Lλ Es la relación de la tasa de flujo volumétrico del líquido a la tasa de flujo
volumétrica total, calculada a partir de las condiciones de flujo (P y T)
existentes, dada por:
SGSL
SL
GL
LL vv
vqq
q+
=+
=λ (4.6)
4.1.2.7. Flujo de masa, G (Kg/m^2s)
==p
LL A
WG Flujo de masa líquido
==p
GG A
WG Flujo de masa de gas
G= flujo de masa total
Y
GLp
GL GGA
WWG +=+
= (4.7)
4.1.2.8. Velocidad actual, v (m/s) La velocidad superficial definida anteriormente no es la velocidad actual
de la fase, cada fase ocupa una sola fracción de la sección de la tubería,
48
por lo tanto, la velocidad actual de las fases líquida y gaseosa, son,
respectivamente:
L
SL
L
LL H
vAqV == , y
L
SG
G
GG H
vAqV
−==
1 (4.8)
4.1.2.8. Velocidad de resbalamiento (Slip Velocity), SLIPv (m/s)
La velocidad actual del líquido y del gas usualmente son diferentes. La
velocidad de resbalamiento representa la velocidad relativa entre las dos
fases, está dado por:
LGSLIP vvv += (4.9)
4.1.2.9. Velocidad de arrastre (Drift velocity), Dv (m/s)
La velocidad de arrastre de una fase, es la velocidad de la fase relativa a
una superficie moviéndose a la velocidad mixta (centro de volumen).
MLDL vvv −= , y
MGDG vvv −= (4.10)
49
4.1.2.10. Flujo de arrastre (Drift Flux), J (m/s)
El flujo de arrastre representa la tasa de flujo de una fase por unidad de
área, a través de una superficie moviéndose en el centro del volumen de
velocidad.
( )MLLL vvHJ −= , y ( )( )MGLG vvHJ −−= 1 (4.11)
4.1.2.11. Velocidades de difusión (Difusión velocities), MLv y MGv (m/s)
La velocidad de difusión es la velocidad de una fase relativa a una
superficie moviéndose en el centro de la velocidad de la masa, dado por:
mLML
Gvvρ
−= ,
mGMG
Gvvρ
−= (4.12)
Donde G es el flujo de masa total, y mρ es la densidad promedio de a
mezcla, dada en la ecuación 4.15.
4.1.2.12. Calidad de la masa del flujo (Quality), x (-)
La calidad es la relación del flujo de masa de gas al flujo de masa total,
dado por:
50
m
G
LG
G
WW
wWWx =+
= (4.13)
4.1.2.13. Concentración de masa, c (-).
La concentración de masa, es la relación de la masa de una fase a la
masa total de un volumen dado. Las concentraciones de masa de gas y
líquido son, respectivamente:
M
LLL
Hcρρ
= , y M
LLG
Hcρ
ρ)1( −= (4.14)
4.1.2.14. Propiedades promedias de los fluidos
Las densidades y viscosidades promedias de las dos fases,
respectivamente son:
)1( LGLLm HH −+= ρρρ (4.15)
)1( LGLLm HH −+= μμμ (4.16)
Cuando la fase líquida contiene agua y petróleo, la densidad de la fase
líquida, viscosidad y tensión superficial son promediadas en base a la
fracción de flujo volumétrico del agua, asumiendo condición sin
resbalamiento entre el agua y el petróleo. Como sigue.
)1( WCOWCWm ff −+= ρρρ (4.17)
)1( WCOWCWL ff −+= μμμ (4.18)
51
)1( WCOGWCWGLC ff −+= σσσ (4.19)
Donde WCf , es la fracción de volumen de agua (corte de agua), es la
relación del flujo volumétrico del agua a la tasa de flujo de fluido total,
dado por:
OW
wWC qq
qf+
= (4.20)
Note que los cálculos de la viscosidad del líquido en la ecuación 4.18,
están basados en un promedio simple de agua y viscosidad del petróleo,
usando sus respectivas fracciones de volumen. En realidad, las mezclas
de agua y petróleo exhiben un fenómeno físico complejo, que tiene un
desarrollo especial de correlaciones para la predicción de las
viscosidades.
4.1.3. Fenómeno fundamental en el flujo de dos fases (gas-líquido)
El hidrodinamismo del flujo de una fase simple han sido bien estudiados
en la actualidad. Pero la conducta de la caída de presión vs. la tasa de
flujo y los procesos de transferencia de calor para flujo de fase simple
pueden ser determinados de manera sencilla.
Las simulaciones de flujo de dos fases en una tubería complican
considerablemente los procesos simultáneos de transporte. Considerando
una tubería llevando gas y líquido, como se ve en la figura 22 las
variables típicas para condiciones de flujo incluyen las tasas de flujo de
volumen o masa, sus propiedades, y el diámetro e inclinación de tubería.
Estos datos son suficientes para cálculos de flujo de una sola fase. Para
sistemas de dos fases, se requiere información adicional, que se ilustrará
en la siguiente sección.
52
4.1.4. Complicaciones en las ecuaciones Básicas
Considerando un sistema de flujo de una sola fase fluyendo a una tasa,
por una tubería de diámetro y con un ángulo de inclinación, y propiedades
físicas de un fluido dado. Para este caso, como se ve en la figura 27, en la
parte a), a una localización axial aguas abajo, es posible calcular la
velocidad del fluido de la ecuación de continuidad dada por:
ApvW **ρ= , y
ApWv*ρ
= (4.21)
Una vez que la velocidad es determinada, se puede proceder al cálculo
para determinar el proceso de transporte, tal como la caída de presión y a
transferencia de calor. Análisis similares han sido realizados para
sistemas de dos fases.
Figura 27. Consideración de la continuidad en flujo de una fase y multifásico.
53
Para estos casos, como se ve en la figura 27. Parte b), los parámetros de
entrada incluyen los flujos de masa de líquido y gas, diámetro de tubería e
inclinación, y las propiedades físicas de las fases. Dos ecuaciones de
continuidad pueden ser escritas para las fases líquidas y gaseosas,
produciendo, respectivamente:
LLLL AvW **ρ= Y GGGG AvW **ρ= (4.22)
Sustituyendo por las áreas de las fases en términos del colgamiento,
resulta:
LpLLL HAvW ***ρ= y )1(*** LpGGG HAvW −= ρ (4.23)
Las dos ecuaciones de continuidad anteriores, tienen tres variables
desconocidas Lv , Gv , LH , y no pueden ser resueltas de manera sencilla,
para un sistema de fase simple. Se requiere información adicional para
resolver las ecuaciones y proceder con los cálculos de caída de presión y
procesos de transferencia de calor.
Una simplificación del sistema puede ser llevado asumiendo que las dos
fases se mueven a igual velocidad ( )( LG vv = , condición de colgamiento
sin resbalamiento), que generalmente no es verdad.
Con estas asunciones, las ecuaciones anteriores pueden ser resueltas
para el colgamiento y las velocidades comunes de las fases. Este debería
ser siempre el procedimiento con los cálculos de los procesos de
transporte. Por lo tanto, este es el caso más general. Cuando las
velocidades del gas y del líquido no son iguales, otros análisis son
requeridos.
54
4.1.4.1. Resbalamiento (Slippage) y Colgamiento (Liquid Holdup)
La figura 28 es una descripción esquemática de la relación entre el
resbalamiento y el colgamiento. En la parte a) se muestra el caso para
condiciones sin resbalamiento, en el que las fases liquidas y gaseosas
viajan a igual velocidad )( LG vv = . Para estas condiciones es posible ver
de la definición de velocidad de resbalamiento que el colgamiento es igual
al colgamiento sin resbalamiento, como se ve en la ecuación (4.24).
L
SL
L
SGLGSLIP H
vH
vvvv −−
=−==1
0 (4.24)
Resolviendo para el colgamiento:
LSGSL
SLL vv
vH λ=
+=
(4.25)
Figura 28. Esquema de la relación de colgamiento y resbalamiento.
55
Físicamente para condiciones de colgamiento (no-slip), cuando las dos
fases viajan a igual velocidad, el colgamiento es simple, igual a la relación
de la tasa de flujo volumétrica del líquido a la tasa de flujo volumétrica
total, que es el Colgamiento sin Resbalamiento (no-slip liquid holdup).
Condiciones de colgamiento ocurren, por ejemplo, en flujo homogéneo o
flujo burbuja-dispersa, con altas tasas de líquido y bajas tasas de flujo de
gas. Bajo estas condiciones de flujo, la fase gaseosa como burbujas
pequeñas en una fase de líquido es continua, por que de la tasa alta de
flujo, las burbujas de gas son llevadas por la fase líquida a la misma
velocidad, resultando en cero resbalamiento. Por lo tanto, para estas
condiciones de flujo, el colgamiento in situ es igual al colgamiento sin
resbalamiento ( LLH λ= ).
Usualmente, el líquido y el gas no viajan a la misma velocidad, y toma
lugar el resbalamiento entre las dos fases. La fase gaseosa se mueve a
mayor velocidad que la fase líquida por las bajas fuerzas de fricción.
En la figura 28 en la parte b), la sección transversal de la fase gaseosa se
reduce, mientras la sección transversal del líquido incrementa. Este
resultado es el líquido acumulado en la tubería y el colgamiento in-situ
empieza a ser más grande que el colgamiento sin resbalamiento. Este no
es un fenómeno de región de entrada, contrario a que debe ser empleada
de la figura 23 parte b). Ocurre en algún lugar a lo largo de la tubería. Un
ejemplo de este caso es el flujo burbuja en tuberías verticales, a tasas
bajas de flujo líquido. Bajo esta condición de flujo, por el empuje, la fase
gaseosa se mueve más rápidamente que la fase líquida, o menor
resbalamiento, a una velocidad ov llamada Velocidad ascendente de
escape de burbuja (bubble-swarm-rise velocity). Este resultado en el
colgamiento, empieza a ser más alto que el colgamiento sin
resbalamiento, LLH λ> .
56
Hay una excepción para el fenómeno de resbalamiento, para flujo
descendente, bajo condiciones de muy bajo flujo de gas, la fase líquida se
mueve más rápida que la fase gaseosa por la gravedad. Para este caso el
colgamiento es menor que el colgamiento sin resbalamiento, LLH λ< .
4.2. Cálculos de los tipos de flujo 4.2.1. Predicción de los patrones de flujo
Los acercamientos hechos recientemente para predecir los patrones de
flujo han sido por medio de aproximaciones empíricas. Estas
determinaciones de los patrones de flujo han sido principalmente de
manera visual. Usualmente los datos fueron mapeados en dos
dimensiones, determinando los límites de las transiciones entre los
diferentes patrones de flujo. A tales mapas se los denominó Mapas de
patrones de Flujo.
En la mayoría de los casos, las coordenadas eran cambiadas
arbitrariamente, sin fundamento físico, es así como tales mapas fueron
expuestos para ser confiables solo en un rango de condiciones similares a
los cuales los datos fueron adquiridos, y la extensión a otras condiciones
permanecía siendo incierta.
Han sido propuestos algunos sistemas de coordenadas para construir los
mapas de patrones de flujo, debido a que son adimensionales, tales como
las tasas de flujo de masa, flujos de momento, o de velocidades
superficiales, que fueron usadas por Mandhane (1974).
57
4.2.1.1. Predicción y ploteo del patrón de flujo en tuberías mediante FLOPATN
Un programa de computadora FLOPATN ha sido desarrollado por Pereyra
y Torres (2005), para plotear los mapas de patrones de flujo. El programa
provee información importante y necesaria para el diseño de sistemas
multifásicos. Para una entrada de variables, incluyendo las propiedades
físicas de las fases liquidas y del gas, diámetro de la tubería e inclinación
del ángulo. FLOWPATN determina los límites de transición entre las
diferentes regiones de los patrones de flujo, como una función de las
velocidades superficiales del gas y del líquido. Los límites de transición
calculados son ploteados en forma de mapas de patrones de flujo y
usando la Vsl y Vsg como sistemas de coordenadas. El programa está
escrito en Fortran, con interfase Visual Basic (Excel).
Alcance de FLOWPATN.
FLOWPATN, es aplicable para entrada de rangos de tubería con
inclinación de -90º≤ө≤90º. Por lo tanto los mapas de patrones de flujo
pueden ser generados para flujo horizontal, vertical, inclinación
descendente e inclinación ascendente. El código de programación esta
basado en modelo unificado de Barnea (1986), con las siguientes
ecuaciones y mecanismos de límites de transición.
Estratificado a No-Estratificado (Stratified a Nonstratified)
Modelo de Transición A. Taitel y Dukler (1976). Para flujo estratificado
inestable.
58
( ) 5.0
1*1 ⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛ −⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ −≥
SA
dh
vG
GGLLG ρ
ρρ
(4.26)
11
15.0
12
2 ≥⎟⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜⎜
⎝
⎛
−−
−
−
G
G
L A
Sv
hF
(4.27)
Donde:
GA = área del gas, m²
d = diámetro, m
1h = altura del líquido, m
Gv = velocidad del gas, m/s
Gρ = densidad del gas, Kg/m³
1ρ = densidad del líquido, Kg/m³
1S = perímetro del líquido, m
Modelo de Transición L. Barnea (1982). Para transición de película
decreciente anular.
⎟⎟⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜⎜⎜
⎝
⎛⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ −
>L
L
L fdhgd
v1cos
2θ
(4.28)
Donde:
g = gravedad, m/s²
Lf = factor de fricción del líquido
θ = ángulo de inclinación, radianes
59
Estratificado Liso a Estratificado Ondulado (Strafied-smooth to
strafied-Wavy)
Modelo de Transición A. Taitel y Dukler (1976)
( ) 5.0cos4
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛ −≥
LGL
GLLG vS
gv
ρρθρρμ
(4.29)
Modelo de Transición K. Barnea (1976). Esta transición es válida para
flujo inclinado descendente a bajas tasas de gas.
15>=L
L
ghvFr
(4.30)
Donde:
Fr = número de Fraude, adimensional.
Transición para flujo burbuja dispersa
Modelo de Transición F-G. Barnea (1986).
CDdd ≤max y CBdd ≤max (4.31)
Donde:
maxd = diámetro máximo, m
CDd = diámetro crítico, m
CBd = diámetro de estabilidad, m
60
Transición para flujo Anular
Modelo de transición J. Barnea (1986)
( ) [ ] ( ) 0)(
)21()(161)(2)21(sin 32
22222 =⎥
⎦
⎤⎢⎣
⎡−
−+−⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−−−−− −
−
LL
LLLnSL
n
L
LLLLLL vdCdLGg
ξξξξξ
μρρξξξθρρ
(4.33)
24.0≥LH 24.0≥−
Lξ (4.34)
Donde:
LH = colgamiento, adimensional.
LC = altura del líquido, m
Lξ = espesor de la película líquida, adimensional.
Burbuja (Bubble) a Bache (Slug)
Transición E. Taitel (1980)
( ) 25.0
215.10.3 ⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡ −−=
L
GLSGSL
gvvρ
σρρ
(4.35)
( ) 36.42
≥⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡− σρρ
ρ
GL
L gd
(4.36)
Donde:
σ = tensión superficial, kg/s²
61
4.2.1.2. Programa para el cálculo de la Caída de Presión en flujo Multifásico a través de tuberías DPDL (Multiphase-Flow Pressure-Loss Cumputer Code).
Programa desarrollado y actualizado por Gómez (2005). Escrito en
Fortran, es capaz de predecir la distribución y caída de presión en
tuberías gas-líquido, a través de líneas usando unidades de campo.
Alcance de DPDL El programa calcula la caída de presión para una sección de la tubería
(segmento). Asumiendo condiciones isotermales (temperatura constante
a lo largo de la tubería), la sección de la tubería puede ser de cualquier
longitud, para un grupo de entrada datos, el programa calcula la
distribución de presión de toda la tubería, y la caída de presión a lo largo
de la tubería se puede calcular en las dos direcciones de flujo (forward o
backward). El programa puede ser corrido varias veces para un sistema
con varios segmentos de tubería.
62
CAPITULO V 5. DISEÑO DEL SEPARADOR CCGL 5.1. Introducción Los separadores compactos CCGL, han sido objeto de estudio en los
últimos años, debido a los grandes beneficios que prestan, frente a los
separadores convencionales los cuales ocupan espacio, son pesados, y
de costos muy altos de construcción y operación.
Los estudios realizados han sido enfocados a las diversas secciones que
tiene el separador CCGL, la entrada tangencial, en donde el fluido tiende
a estratificarse, el slot o área de reducción de entrada, la cual incrementa
la velocidad de las fases con el propósito de generar una fuerza de
vórtice, el cuerpo del separador CCGL, que se divide en dos secciones;
la parte alta del CCGL en donde los estudios han observado la región de
gotas (droplets), la parte baja del CCGL, donde se ubica la región de
burbujas (Bubbles), y la región donde se forma el vórtice de líquido. Estas
secciones se las puede observar en la figura 29.
La separación de las fases líquida y gaseosa en el separador CCGL se
produce debido a la fuerza centrifuga que genera el vórtice y por
diferencia de densidades de los fluidos que ingresa por la entrada
tangencial. El control del flujo y de las velocidades del líquido y del gas
entrante, determina el nivel de equilibrio de las fases en el separador
CCGL. El entendimiento de la conducta del flujo (hidrodinamismo) y del
fenómeno físico de la separación de las fases, es la clave para un óptimo
desarrollo operacional del separador CCGL.
63
En la sección de funcionamiento del separador CCGL, se detalla la
sección de operación del separador CCGL.
Figura 29. Esquema de las secciones del separador CCGL.
5.2. Principios de diseño del separador CCGL
El desempeño del separador CCGL está limitado por dos fenómenos
denominados: salida de líquido en la corriente de salida del gas (Liquid
Carry-Over (LCO)), y la salida de gas en la corriente de salida del líquido
(Gas Carry-Under (GCU)). La habilidad para predecir estos dos
fenómenos aseguran los parámetros de diseño óptimos para la operación
del separador CCGL. Kolla, S. (2007).
El LCO juega un papel importante en el análisis del desarrollo del
separador CCGL. Varios estudios de LCO han sido llevados a cabo. Los
estudios están concentrados en capturar los efectos de las propiedades
64
del petróleo y del corte de agua en el líquido producto de la separación
desarrollada en el separador CCGL, donde los niveles de líquido y presión
son controlados.
Los siguientes criterios del flujo hidrodinámico de las dos fases en los
separadores CCGL, han sido dados por Arpandi (1996).
1. Diámetro del CCGL. El diámetro necesario debe ser lo
suficientemente grande para que la velocidad del gas sea menor
que la velocidad crítica requerida para levantar las gotas de líquido
más pequeñas fuera del CCGL, dado por Kouba (1995).
2. Diámetro de la entrada inclinada. El diámetro de la entrada
inclinada debe ser suficientemente largo para asegurar la
estratificación.
3. Área de abertura de la entrada. Se debe asegurar que la velocidad
tangencial en la entrada este en el rango de 5 a 15 ft/s. El objetivo
es para obtener suficiente fuerza de centrifugación para provocar la
separación de las fases, mientras se eviten problemas asociados
con la alta velocidad, que pueden provocar la turbulencia, cortes y
erosión/corrosión.
4. Nivel líquido en el separador CCGL. El nivel de líquido debe ser lo
suficientemente alto para mantener la presión en la medición del
flujo, manteniendo la liberación del gas de la fase líquida y para
prevenir que el gas salga por la fase líquida. También el nivel de
líquido debe estar lo suficientemente debajo de la entrada, para
evitar que el líquido salga por la salida del gas.
5. Componentes externos. Los componentes externos, como
accesorios y medidores, deben ser seleccionados para minimizar la
caída de presión entre el nivel del líquido y el nivel del gas dentro
del separador CCGL.
65
5.2.1. Desarrollo Operacional Esta sección muestra un detalle del desarrollo operacional de los niveles
de líquido y control de presión en el separador CCGL. El desarrollo
operacional para el LCO está definido por los parámetros de vsl y vsg,
velocidad superficial del líquido y velocidad superficial del gas,
respectivamente, para que el líquido empiece a ser llevado por el gas.
Esto ocurre, bajo extremas condiciones de operatividad de altas tasas de
flujo de gas y/o líquido. Ploteando estos parámetros de las tasas de flujo
de líquido y velocidades superficiales en la región del LCO se obtiene la
figura 30.
Figura 30. Desarrollo operacional del separador CCGL.
El área bajo la curva es el desarrollo operacional (OPEN) es la región de
condiciones normales de operación (NOC). En esta región no hay líquido
llevado por el separador. La región sobre OPEN representa las
condiciones de flujo para un LCO continuo. El punto (a) en la figura 30
66
representa NOC en el GLCC. El punto (b) marca la iniciación del
fenómeno del LCO en el GLCC. Este punto representa la proporción de
flujo de gas mínima requerida para que inicie un LCO a una tasa de flujo
líquido dado. Para altas tasas de flujo de gas en el punto (c), el líquido es
llevado dentro de la corriente continua de gas.
5.3. Funcionamiento del separador CCGL
El separador CCGL opera mediante la presión del flujo entrante, el cual
ingresa con: Vsl y Vsg, parámetros que son importantes en el diseño del
separador CCGL, el flujo que ingresa y atraviesa la boquilla (slot),
creando una región de vórtice, desplazando al gas hacia arriba por
diferencia de densidad, y enviando el líquido al fondo. En las secciones
siguientes se detalla el comportamiento del flujo en la parte alta del
separador CCGL (región de gotas) y en la parte baja del separador CCGL
(región de burbujas), y muestra también las ecuaciones que rigen en
estas regiones donde el comportamiento del flujo es muy complejo.
5.4. Diseño del separador CCGL 5.4.1. Diseño Simplificado del separador CCGL El modelo presentado a continuación fue revisado por Movafaghian
(1997) del modelo de Arpandi (1995). Se incluye ecuaciones del modelo
simplificado de Kolla (2007), incluyendo el corte de agua en las
ecuaciones. Con las siguientes asunciones:
1) la fase gaseosa es compresible
2) la fase líquida es incompresible; y
3) las condiciones de flujo son isotérmicas.
67
5.4.1.1. Análisis de la entrada inclinada
Srinivas, K. (2007), los patrones de flujo complejos que se tienen a la
entrada del separador CCGL, hacen difícil desarrollar un modelo exacto
de predicción de flujo. Existen en la parte superior del separador CCGL
patrones de flujo tipo niebla mientras que en la parte baja del separador
CCGL, generalmente consiste de vórtice líquido con un filamento de gas
en el centro. La sección de la entrada determina la distribución de gas-
líquido entrante y las velocidades tangenciales iníciales de las dos fases
en el separador GLCC. Los patrones de flujo a la entrada del separador
GLCC son principalmente estratigráfico, burbujas dispersas o flujo anular.
Investigaciones dirigidas por Kouba (1995) han demostrado que una
entrada inclinada mejora el funcionamiento del separador GLCC,
promoviendo la estratificación y proporcionando una separación
preliminar de gas a la entrada del separador vertical convencional qué
tradicionalmente usa una entrada horizontal. También la inclinación
descendente causa que el líquido se mueva en forma espiral debajo de la
entrada del separador GLCC, permitiendo que el gas ocupe la parte
superior del separador GLCC.
La entrada del separador CCGL es mostrada en la figura 31. La forma de
la entrada es aproximadamente un rectángulo para simplificar el área. El
área de la parte 2 está dada por:
( ))..(..........
100Re%
dLLWduccionA
A hheqvin
slot ⟨=×
= (5.1)
Donde inA es la sección transversal del área de la región de entrada en
la parte 1, eqvW es el equivalente al ancho de la entrada rectangular, y
hL es la altura del sector de entrada perpendicular al eje de la entrada.
68
Puede notarse que la altura de la entrada en el cuerpo de GLCC es
θcos' h
hLL = , Mostrado en la Figura 31.
Figura 31. Vista esquemática de la entrada inclinada del separador CCGL.
5.4.1.2. Predicción del patrón de flujo en la entrada
Gómez, L. (1998) predijo los diferentes patrones de flujo basados en los
unificación de Barnea (1987).
La transición de flujo no-estratificado a flujo estratificado está basada en
análisis de estabilidad. Kelvin-Helmholtz aplicaron a una sola onda que
fluye en la fase líquida bajo condiciones estratificadas. Un flujo
estratificado inestable ocurre cuando el gas acelera encima de la cresta
de la onda y la presión en la fase gaseosa disminuye, debido al Efecto de
Bernoulli y la onda tiende a crecer.
69
Este flujo estratificado inestable es encontrado por la fuerza gravitacional
que actúa en la onda, deteriorando la amplitud de la onda y promoviendo
la estratificación. Taitel y Dukler (1975) sugieren la ecuación dada abajo
basada en el número de Froude para encontrar la transición de flujo no-
estratificado a estratificado.
11
2
2
2 ≥
⎥⎥⎥⎥⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢⎢⎢⎢⎢
⎣
⎡
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ −
−−
=
==
gl
l
lg
Ah
hd
AdV
F (5.2)
Donde F es el número modificado de Froude dado por:
( ) θρρρ
cosdg
vF sg
gl
g
−=
(5.3)
Y las variables adimensionales están dadas como
gsg
gg
ggl
AA
vv
vdA
AdAA
dh
h =====−−−−
,,1, 221
1 (5.4)
5.4.1.3. Análisis de entrada para flujo estratificado
Un esquema de flujo estratificado se muestra en la figura 32. Para
condiciones de estratificación en la entrada, la altura de nivel de líquido
incrementa a 2lh como resultado de la reducción del área en la entrada,
mientras la altura del nivel del líquido en la sección 1 es 1lh . Las
velocidades del líquido y del gas son lv y gv respectivamente. Como
70
resultado de la reducción del área, las velocidades del gas y del líquido
son mayores en la sección 2 que en la sección 1
Figura 32. Flujo estratificado. Nomenclatura y geometría en la entrada.
Taited y Dukler (1975) presentaron un modelo basado en el momento
(fuerza) de equilibrio de las fases líquida y gaseosa, usados para
determinar los parámetros de flujo, llamados velocidad del líquido,
velocidad del gas y nivel de líquido. La combinación de la ecuación de
momento para las dos fases elimina el gradiente de presión y es obtenido
como sigue.
( ) 0sin11=−+⎟
⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛++− θρρτττ g
AAS
AS
AS
glgl
iil
lwi
g
gwg
(5.5)
La combinación de la ecuación de momento es una ecuación implícita de
la ecuación de lh , nivel del líquido en la entrada de la tubería. Diferentes
variaciones de fuerza y parámetros geométricos son necesarios para
determinar la solución de la ecuación para lh . Las tensiones interfaciales
están dadas por:
71
2
2ll
lwlv
fρ
τ = (5.6)
2
2gg
gwg
vf
ρτ =
(5.7)
2)( 2
lggii
vvf
−=
ρτ
(5.8)
Gomez (1998) determinó el factor de fricción del líquido 1f , incorporando
las tasas de gas y de líquido basadas en la correlación desarrollada por
Liagan-Biao y Aziz (1996). La ecuación de Blasius es usada para calcular
el factor de fricción del gas gf . El factor interfacial 1f es calculado usando
la ecuación de Baker (1988). La velocidad interfacial es 1v (<< gv ). Todos
los parámetros geométricos son función de la altura de equilibrio del
líquido h1. Las aéreas de las fases de liquido y gas Ag, Al y Sl, Sg, los
perímetros mojados por la interfase, liquido y gas respectivamente son
incluidas en esta ecuación.
Las velocidades actuales del líquido y del gas en la sección 1, son
definidas por la relación de la tasa de flujo a la correspondiente área,
como sigue
ll A
qv 1
1=
(5.9)
g
gg A
qv =
1 (5.10)
72
En orden para determinar el hidrodinamismo de flujo entrante en el CCGL,
el análisis de la entrada, es tomando las velocidades de la fase líquida y
gaseosa. El momentum y ecuaciones de continuidad son aplicadas entre
la sección 1 y 2 para el análisis separadamente de la conducta de las dos
fases.
La ecuación de Bernoulli puede ser usada en lugar de la ecuación de
momentum y el flujo es asumido sin fricciones y por lo tanto aplicando
Bernoulli y la ecuación de continuidad para la fase líquida, la ecuación
resulta:
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛++=⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛+++
θρθθ
ρ cos2cossin
222
221
21 1 ll
l
ll
l
hgvPh
gvP
(5.11)
2
12
leqvl hW
qv = (5.12)
De manera similar, para la fase gaseosa, dejando los efectos de la
gravedad
22
222
211 g
g
g
g
vPvP+=+
ρρ (5.13)
( )2
2lheqv
gg hLW
qv
−=
(5.14)
Las ecuaciones de la caída de presión de líquido y del gas lg PP Δ=Δ ,
dada la relación (Gómez 1988).
73
021
22
23
24
25 =+−+++ fehdhchbhah lllll
(5.15)
Donde los coeficientes son:
θcosga =
(5.16)
θθθ
ρρ
cos2
cossin
221
21
21 hllg
l
g gLhg
vvb −⎟
⎠
⎞⎜⎝
⎛ +−−⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛=
(5.17)
hgl
ghh
lhl Lv
gLL
hgLvc 2
1
212
1 coscossin2 ⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−+⎟
⎠
⎞⎜⎝
⎛ ++=ρρ
θθθ
(5.18)
2
221
221
2
222
1 2cossin
221
eqv
lh
lhl
eqv
ghg
l
g
Wq
Lh
gLv
Wq
Lvd +⎟⎠
⎞⎜⎝
⎛ +−−⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡−⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛=
θθ
ρρ
(5.19)
2
2
eqv
hl
WLq
e = (5.20)
2
22
2 eqv
hl
WLq
f = (5.21)
El método de Newton Raphson es usado para resolver la ecuación
polinomial de 5º grado obtenida en la ecuación. (5.15). La solución
numérica de tercer orden polinomial representa un equivalente de flujo de
canal abierto, usado como valor inicial para las variables, en orden para
74
asegurar la convergencia numérica a la solución interactiva final. Este
acercamiento es justificado, como la solución para flujo estratificado, es
similar a la entrada de canal de flujo, incorporando los efectos de la fase
gaseosa.
La solución de la ecuación produce el nivel de líquido en la entrada
2lh que sigue los cálculos de las correspondientes velocidades de gas y
líquido. Esas velocidades en la entrada son orientadas a lo largo del eje
de la entrada inclinada. La velocidad tangencial, componentes de la nariz
(entrada del CCGL) disminuye la velocidad perpendicular al eje de
separador CCGL y son responsables del movimiento del torbellino dentro
del separador CCGL. Por lo tanto, el líquido tangencial y la velocidad del
gas en la entrada del separador CCGL, debe ser calculada de las
anteriores ecuaciones, como sigue:
θcos2 eqvl
ltl Wh
qv =
(5.22)
( ) θcos12 eqvslot
gtg WhA
qv
−=
(5.23)
Figura 33. Componentes de la velocidad en la entrada del CCGL.
75
5.4.1.4. Patrones de flujo en la parte alta del separador GLCC Hay dos regímenes de flujo distintos responsables para llevar el líquido a
la parte superior del GLCC. Ellos son: flujo Churn (revuelto) y el flujo
anular. (Kolla, S. 2007).
Flujo Revuelto (Churn flow)
A altas tasas de flujo de líquido y bajas tasas de flujo de gas, el líquido
revuelto sube y baja en la parte alta del GLCC. Bajo esta condición, el
líquido es llevado hacia arriba dentro del gas en la forma de flujo revuelto.
Este fenómeno se presenta en figura 34.
Figura 34. Esquema del Patrón de Flujo Revuelto en el separador CCGL.
76
Flujo anular (Annular flow)
A tasas de flujo de gas relativamente altas y tasas de flujo líquido bajas, el
patrón de flujo en la parte alta del separador CCGL es flujo Anular. Bajo
estas condiciones el líquido es llevado por la corriente de gas en forma de
gotas, como se ve en la figura 35.
Figura 35. Esquema del Patrón de Flujo Anular en el separador CCGL
5.4.1.5. Zona donde el colgamiento tiende a cero (Zero-net Liquid Holdup)
Una modificación a la burbuja de Taylor aumenta la expresión de la
velocidad del flujo en la zona de colgamiento que tiende a cero,
desarrollada por Chirinos (2000), para calcular la velocidad del gas en la
77
parte alta del separador CCGL, asumiendo un flujo turbulento en la parte
alta:
sl
glsgogo gDvCv ⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛ −+=
ρρρ
35.0 (5.24)
La constante Co para el flujo es asumida para flujo bache y flujo
turbulento, está dado por: Co = 1.15
El líquido mantenido en la parte alta, Chirinos (2000):
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−⎟
⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−=
top
d
go
sglo L
Lvv
H 11 (5.25)
Donde 1gL es la altura total del nivel del CCGL sobre la entrada, flujo
turbulento ocurre en la región baja sobre la entrada, mientras en la región
alta el líquido es presentado primeramente en forma de gotas. La longitud
de la región de gotas, dL debe ser determinada de un análisis
simplificado de gota. Esto es igual a la longitud de la trayectoria de la gota
antes de que golpee la pared, asumiendo que la fracción de gas en esta
región es aproximadamente 1. Asumiendo esto debería resultar en una
velocidad de gas ascendente siendo aproximadamente igual a la
velocidad superficial del gas.
De esta manera la longitud de la región de la gota, dL , es dada por
Gómez (1998).
78
( )cl
sggd
sg
d
gv
Cv
gL
σρρ
323
22
12
2 −=
5.26)
Donde dC , el coeficiente de arrastre de la gota es dada por:
( )687.0Re15.01Re24
+=dC (5.27)
5.4.1.6. Desarrollo operacional
Bajo estas ecuaciones generales se realiza la predicción de la caída de
presión en la tubería de salida de gas (gas leg) y tubería de salida de
líquido (liquid leg) en el separador CCGL.
Caída de presión en la tubería de salida de gas (gas leg) La ecuación general para calcular la caída de presión de la tubería de
salida de gas, entre la entrada y salida del gas, para cero por ciento LCO.
(Ver figura 36).
1outgGCVSEP PPP ++Δ= φ (5.28)
Aquí SEPP es la presión en el separador CCGL, GCVPΔ es la caída de
presión por fricción en la válvula de control, 1outP es la presión en la salida
79
del gas en la válvula de control y gϕ es la caída de presión por fricción
del gas, término que es dado por:
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛∑+∑===
2
1
2
12 sgii
m
ii
sgiiin
i
gg vK
DvLfρ
φ (5.29)
A continuación se muestra un esquema completo de las secciones
analizadas en los apartados anteriores.
Figura 36. Nomenclatura del modelo mecánico del separador CCGL.
Las pérdidas por fricción en los diferentes segmentos de la tubería están
dadas por los primeros términos de la ecuación (5.29) y el segundo
término representa las perdidas en los diferentes accesorios de la
tubería.
80
Caída de presión en tubería de salida de líquido (liquid leg)
La ecuación general para el cálculo de la caída de presión en la parte
liquida, para cero por ciento LCO es:
2outLCVlznlhllevellSEP PPgLgLP +Δ++−−= φρρ (5.30)
En la anterior ecuación los términos de fricción, lφ , está dado por:
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛∑+∑===
2
1
2
12 slii
m
ii
sliiin
i
ll vK
DvLfρ
φ (5.31)
Las pérdidas de fricción en los diferentes segmentos de la tubería, están
dados por el primer término de la ecuación (5.31) y el segundo término
representa los términos de los diferentes accesorios de la tubería.
81
CAPITULO VI 6. DISEÑO DEL DESHIDRATADOR ELECTROSTATICO 6.1. Introducción En la actualidad gran parte de la producción mundial de crudo se obtiene
en forma de emulsión, que necesariamente debe ser tratada. El agua
salada fluye con el aceite en forma de baches (más o menos grandes) o
como pequeñas gotas dispersas en forma estable en la masa del aceite,
en el primer caso se trata de una simple mezcla de aceite y agua, en el
segundo de una emulsión.
Los problemas de desemulsificación de crudos son cada vez más difíciles
de resolver, debido a que el aceite producido bajo los modernos métodos
de recuperación adquiere un grado mayor de emulsificación. Los métodos
de tratamiento de las emulsiones han evolucionado notablemente, desde
el simple reposo en tanques convencionales hasta la aplicación de
voltajes eléctricos elevados, pasando por los diferentes métodos
mecánicos, térmicos y químicos. Generalmente, el tratamiento de las
emulsiones se efectúa combinando los efectos gravitacionales,
mecánicos, térmicos, químicos y eléctricos. Aunque el conocimiento de la
naturaleza de las emulsiones de agua y aceite ha influido en el
establecimiento de la tecnología básica para su tratamiento, los enfoques
empíricos para el desarrollo de procesos y productos en estudios de
laboratorio, plantas piloto e instalaciones de campo siguen siendo factores
decisivos. El desarrollo de productos químicos que ayudan a la
desemulsificación, no es la excepción.
Queda manifiesta la importancia de la deshidratación y desalado de crudo
al nivel más alto posible, mediante la selección apropiada del proceso y
equipo de campo.
82
Si en algún punto del sistema no se obtiene el crudo bajo condiciones
aceptables, debe modificarse o instalarse la planta de deshidratación para
no deteriorar el trabajo ya realizado.
La deshidratación de crudos es el proceso mediante el cual se separa el
agua asociada con el crudo, ya sea en forma emulsionada o libre, hasta
lograr reducir su contenido a un porcentaje previamente especificado.
Generalmente, este porcentaje es igual o inferior al 1 % de agua. Una
parte del agua producida por el pozo, llamada agua libre, se separa
fácilmente del crudo por acción de la gravedad, tan pronto como la
velocidad de los fluidos es lo suficientemente baja. La otra parte del agua
está íntimamente combinada con el crudo en forma de una emulsión de
gotas de agua dispersadas en el aceite, la cual se llama emulsión
agua/aceite (W/O).
Las emulsiones producidas en la producción de crudo requieren
tratamientos para obtener niveles aceptables de contenido de agua y
sedimentos (BS&W). Uno de estos tratamientos que ofrece ventajas
económicas de deshidratación de crudo, es el uso los tratadores
electrostáticos. Este capitulo describe los procesos, relacionados con el
tratamiento de emulsiones mediante deshidratadores electrostáticos.
La aplicación de los campos electrostáticos en la industria
hidrocarburífera en los últimos años ha ganado terreno, incrementando la
utilización de estos equipos, debido a su eficiencia para tratar crudo.
83
Figura 37. Desarrollo histórico de la tecnología electrostática. Fuente: Multiphase System Integration (MSI) 2007.
Deshidratadores Electrostáticos Los tratadores electrostáticos son recipientes cilíndricos colocados
horizontalmente, provistos internamente de dos secciones claramente
limitadas (ver figura 38). La primera corresponde a la zona de
calentadores tubulares cuyos quemadores consumen gas o diesel. En la
segunda se encuentran colocadas dos rejillas para, entre ellas, crear el
campo electrostático; una de las rejillas es móvil con el fin de graduar el
potencial eléctrico. La separación entre la sección de calentamiento y la
sección de rejillas para el campo electrostático es mediante una platina
(baffle) vertical.
84
Figura 38. Tratador electrostático
Los deshidratadores electroestáticos promueven la coalescencia de las
gotas de agua, el cual es un fenómeno de aglomeración de diminutas
gotas que están dispersas en el petróleo hasta formar una gota de agua
más grande. Dependiendo de que tipo de electricidad se utilice se tendrá
la forma de coalescencia de las gotas de agua. Ver figura 39.
Figura 39. Fenómeno de coalescencia de gotas de agua.
La coalescencia electrostática a alto voltaje es utilizada en los campos
petroleros y refinerías que trabajan con petróleos crudos que contienen
agua salada.
85
Para mejorar la eficiencia de la operación, los tratadores electrostáticos
en los campos se han rediseñado de tal forma que en el mismo recipiente
se incorporen tanto elementos de calentamiento en la zona de operación
de gas y remoción de agua libre, como en los elementos correspondientes
al tratamiento electrostático.
6.2. Principios de Diseño de Deshidratadores Electrostáticos.
Partiendo de un diseño adecuado del tratamiento, la separación del crudo
y agua emulsionados se convierte en un problema mecánico. La
velocidad de sedimentación para varios diámetros de gotas puede ser
calculada por la gravedad y viscosidad de cualquiera de los fluidos en
emulsión por la ley de Stokes:
Unidades SI:
( )o
owmt
gdVμ
ρρ18
2 −= (6.1)
Unidades de campo:
( )o
mot
dGSVμ
26 *..10*78.1 Δ=
−
(6.2)
Donde:
Vt = velocidad de asentamiento de las gotas de agua relativa al petróleo
como fase continua, ft/s
dm = diámetro de la gota de agua, micrones
∆S.G. = diferencia de las gravedades específicas del petróleo y agua.
oμ = viscosidad dinámica del petróleo como fase continua, (cp).
De acuerdo con esta ley, la velocidad de sedimentación de las gotas a
través del fluido es directamente proporcional a la diferencia de
86
densidades del fluido y al cuadrado del diámetro de la gota, e
inversamente proporcional a la viscosidad del fluido. Conociendo la
velocidad de sedimentación de las gotas y el área transversal de la zona
de sedimentación, se puede calcular la capacidad de cualquier tratador.
6.3. Funcionamiento
Una vez que el petróleo crudo ha sido sometido al calentamiento y se le
ha retirado el gas y el agua libre, pasa caliente a la zona de tratamiento
electrostático.
El hecho que hace posible el fenómeno de coalescencia electrostática, es
la composición molecular del agua, una parte de oxígeno y dos de
hidrógeno, unidas de tal forma que presentan naturaleza polar, es decir
que en una misma molécula existen dos polos, uno positivo y el otro
negativo, de tal manera que al ubicarse dentro de un campo electrostático
se orientan de acuerdo con éste. (Ver figura 40).
La unión de dos elementos hidrógeno al elemento oxígeno ocurre
formando un ángulo de 105°, quedando como vértice el oxígeno que es
componente negativo y en los lados del ángulo los hidrógenos, que son el
componente positivo.
Figura 40. Composición y polaridad de una molécula de agua.
87
El agua separada en esta zona fluye a la sección de rejillas por la parte
inferior de la platina vertical, donde se mezcla con el agua separada de
dicha sección, para luego ser retirada por una válvula neumática actuada
por un solenoide, que recibe una señal enviada desde un censor que
mide y controla el nivel del agua en el separador.
La emulsión petróleo-agua caliente, fluye a un colector por dos ranuras
colocadas en una platina separadora, hacia la sección de las rejillas para
ser distribuido por medio de placas dentadas, dispuestas en forma de “V”
invertida unidas a la platina separadora y colocadas por debajo de las
rejillas.
En esta segunda sección es donde se separa el agua del petróleo, con la
ayuda del campo electrostático creado entre las rejillas, el cual hace que
las diminutas gotas de agua en emulsión se unan y formen gotas más
grandes que por su propio peso desciendan al fondo del recipiente de
donde son retiradas posteriormente.
El crudo sin agua y libre de impurezas es retirado del tratador por un tubo
recolector dispuesto en la parte superior de la sección de rejillas; la señal
para evacuación del crudo proviene de un controlador de nivel ubicado en
la zona de calentamiento.
Las rejillas que producen el campo electrostático reciben la corriente de
un transformador elevador de voltaje, el cual posee una protección
térmica que lo pone fuera de servicio cuando sobrepasa el amperaje
nominal.
El deshidratador electrostático posee varios termostatos encargados de
medir y controlar la temperatura en el crudo y la cantidad de calor
producida en los calentadores tubulares, de tal manera que el petróleo
88
fluya a temperatura constante dentro del tratador. Generalmente estos
termostatos se ubican en el centro del tratador en la zona del
calentamiento, cerca a la sección de rejillas, y otros termostatos son
ubicados cerca de los quemadores de los calentadores.
Estos termostatos apropiadamente graduados efectúan un doble control;
de un lado controlan la temperatura del crudo, y de otro la inyección de
combustible a los quemadores, para así asegurar una entrega moderada
y continua de calor.
Los deshidratadores electrostáticos tienen una serie de aditamentos que
facilitan su operación y mantenimiento. En la sección de calentamiento se
tiene una cámara que recolecta los sedimentos separados inicialmente
para ser drenados junto con el agua y ser enviados a un tratador API. Se
cuenta también con mezcladores, en los cuales se inyecta agua caliente
para lavar el crudo y ayudar a eliminar la sal presente.
Según se posean dos o más deshidratadores electrostáticos, se podrán
pensar en hacer arreglos para operación en serie o en paralelo, aunque
generalmente se tienen disposiciones en paralelo, por la cantidad de flujo
a tratar y la facilidad de un mejor control.
El campo eléctrico es casi nulo cuando la distancia entre las dos gotas de
agua es aproximadamente ocho veces el diámetro promedio de ella, esto
corresponde a un porcentaje de agua remanente por debajo del 0.2 %.
El potencial aplicado varía de 11000 a 35000 voltios
El crudo puede ser tratado a una menor temperatura, lo que implica
ahorro de energía, obteniendo mejor calidad del crudo y menores
pérdidas por evaporación de livianos.
89
PORCENTAJE
AGUA
DISTANCIA COALESCENCIA
5 2 diámetros Alta
1 4 diámetros Lenta
0,2 8 diámetros Despreciable Tabla 9. Relación del porcentaje de agua con la distancia y coalescencia.
6.4. Diseño del deshidratador electrostático 6.4.1. Cálculo de la capacidad del deshidratador
En la fórmula (6.3), aparece una constante universal “C”, la cual varía de
acuerdo con el diámetro de las partículas de agua en la emulsión. Para
estos cálculos se procede suponiendo diámetros de las partículas en
diferentes tipos de emulsión y tomando el valor respectivo de la
constante, como aparece en la Tabla 8.
Características de
Emulsión
Diámetros gotas
Micrones (metros x 10 – 6)
C
Agua Libre 200 1.101
Emulsión fácil 150 619
Emulsión moderada 100 275
Emulsión fuerte 60 99
Tabla 10. Valores de la constante “C”. La capacidad del tratador se determina de la siguiente fórmula:
( )( )HLCQo
ow⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛ −=
μγγ (6.3)
Donde:
Q = tasa de flujo de crudo, BPD
90
C = constante de la tabla anterior
wγ = gravedad específica del agua a la temperatura de tratamiento
wγ = gravedad específica del petróleo a la temperatura de tratamiento
oμ = viscosidad del crudo a la temperatura de tratamiento,
centipoises.
L = longitud del área de interfase en el recipiente horizontal, ft
H = ancho del área interfacial del tratador, pies ft
Para determinar la capacidad de un tratador es necesario suponer o
adoptar una temperatura de tratamiento.
En la Tabla 10 se presentan temperaturas promedias de tratamiento para
varios tipos de emulsiones. Por lo general se parte de una temperatura
inicial.
Después de seleccionar una temperatura de tratamiento se determina la
densidad relativa (gravedad específica) del crudo y agua y la viscosidad
del crudo a la temperatura de tratamiento.
Características de la
Emulsión
Temperatura oF
Emulsión Fácil 85 – 100
Emulsión Moderada 100 – 110
Emulsión fuerte 110 – 135
Tabla 11. Temperaturas promedio de tratamiento. 6.4.2. Tiempo de retención. El tiempo de retención (residencia, asentamiento o sedimentación) del
fluido en la sección, es función de la tasa de flujo y del volumen de
asentamiento disponible dentro del tratador. Debe ser determinado para
91
el crudo y el agua por separado. Puede determinarse por la siguiente
fórmula:
QVT )(440.1
= (6.4)
Donde:
T = tiempo de retención, minutos
Q = tasa de flujo, BPD
V = volumen de asentamiento en el tratador, B.
La figura 41 muestra un diagrama para calcular el tiempo de retención en
deshidratadores electrostáticos.
Figura 41. Tiempo de retención.
92
En el deshidratador electrostático, la capacidad de crudo se puede
determinar por el área del sistema de parrillas. Un sistema de corriente
directa puede manejar 50 barriles de crudo y emulsión por pie 2 por día,
típico para diferentes fabricantes, mientras que un sistema AC/DC puede
manejar hasta 75 B/ pie 2 / día.
6.4.3. Capacidad de gas
Al dimensionar deshidratadores es necesario considerar el volumen de
gas. Sin embargo, si un deshidratador seleccionado no tiene adecuada
capacidad de gas es menos costoso instalar un separador suplementario
en lugar de un deshidratador más grande.
6.4.4. Calor necesario
Después de seleccionar el deshidratador es necesario determinar el calor
necesario para aumentar la temperatura del fluido hasta la de tratamiento.
Se hace principalmente para verificar que el tratador seleccionado tiene
suficiente capacidad en los tubos de fuego. El calor necesario puede
determinarse por la siguiente fórmula:
q= Qc (6,25 + 8,33X) (T2 – T1) (6.5)
Donde:
q = calor necesario, BTU/hr
Qc = cantidad de emulsión calentada, BPD
X = porcentaje de agua en la emulsión, expresada como fracción
T2 = temperatura de tratamiento, o F
T1 = temperatura de entrada, o F
93
El calor utilizado para calentadores directos se designa como base al flujo
de calor (heat flux). En el caso de crudo, se usa un valor en el rango de
6.000 a 8.000 BTU/hr X pie2 de superficie de calentamiento.
Las pérdidas de calor en el tratador se adicionan al necesario para
calentar la emulsión para así determinar la capacidad mínima de calor en
la sección de tubos de fuego.
Para deshidratadores no aislados se puede usar la siguiente fórmula:
q1 = K (D) (L) (Tt – Ta) (6.6)
donde:
q1 = pérdidas de calor, BTU/hr
K = Constante
= 15,7 para velocidad de viento 20 mph (millas por hora)
= 13,2 para velocidad de viento 10 mph
= 9,8 para velocidad de viento 5 mph
= 6,3 para velocidad de viento aire corriente
D = diámetro del tratador, pies
L = longitud del tratador, pies
Tt = temperatura de tratamiento, o F
Ta = temperatura mínima del ambiente, o F
Para deshidratadores aislados las pérdidas de calor pueden estimarse
cerca de 10% de las determinadas para deshidratadores no aislados.
6.4.5. Acción del campo eléctrico La fuerza resultante entre dos gotas cargadas está dada por la Ley de
Coulomb:
94
221
4 χπε o
qqF
−= (6.7)
Donde q es la carga de la gota, x es la distancia entre los centros de las
gotas y oε la permisibilidad de la fase continua. La dirección del
movimiento depende de la polaridad de la carga y del campo eléctrico.
Para una gota cargada por contacto directo con un electrodo, la fuerza
resultante se reescribe:
222
46
ErF oilεεππ⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡= (6.8)
Siendo oilε la constante dieléctrica relativa del crudo y E el campo
eléctrico.
Esta fuerza ocasiona que la gota cargada migre hacia el electrodo de
carga opuesta y se inicie entonces el contacto con otras gotas,
permitiendo la coalescencia. Para dos gotas polarizadas de igual tamaño
alineadas en el campo eléctrico, la fuerza de atracción es:
4
622
xdErF oilεεπ= (6.9)
En un campo D.C. (corriente directa), las gotas migrarán en un patrón
continuo con una velocidad determinada por la viscosidad de la fase
continua. Las gotas gradualmente perderán su carga, dependiendo del
tiempo de relajación de la fase continua. En un campo D.C. (corriente directa), las gotas migrarán en un patrón
continuo con una velocidad determinada por la viscosidad de la fase
95
continua. Las gotas gradualmente perderán su carga, dependiendo del
tiempo de relajación de la fase continua.
En el caso de corriente continua (A.C.), una gota cargada tenderá a
oscilar en una posición media entre los electrodos. Una gota puede llegar
a cargarse por otros mecanismos tales como: ionización, adsorción
preferencial de iones a la interfase (doble capa eléctrica) o transferencia
de carga convectiva desde un electrodo por la fase orgánica (Burris
1977).
En investigaciones realizadas se ha podido estudiar el fenómeno que
hace que los voltajes D.C. sean tan efectivos y permitan remover grandes
cantidades de agua (Burris 1977). Este principio se esquematiza en la
figura 8. En esta figura se representa un crudo fluyendo verticalmente con
una sola gota de agua presente. A medida que la gota entra en el alto
gradiente D.C. entre los electrodos, éste le induce una carga a la
superficie de la gota, que es igual a la del electrodo más cercano, por lo
que inmediatamente ambos se repelen y la gota es atraída hacia el
electrodo de carga contraria.
Cuando la gota se acerca al electrodo de carga contraria, la carga
superficial de la gota se altera por el gran potencial del ahora electrodo
más cercano, lo que hace que sea repelida de nuevo y atraída por el
electrodo de carga contraria. Este movimiento de la gota es una migración
ordenada entre los electrodos. Los altos potenciales D.C. retienen a las
gotas de agua hasta que sean suficientemente grandes como para
sedimentar.
Considerando lo anteriormente expuesto para un sistema de una
emulsión W/O con miles de gotas de agua. Las gotas polarizadas
(cargadas mitad positivamente y mitad negativamente) tenderán a
colisionar entre sí, por lo cual la coalescencia ocurrirá más rápido. Este
96
fenómeno también hace que gotas en medios más viscosos colisionen, y
es necesario altas temperaturas.
Figura 42. Movimiento de una gota de agua entre dos electrodos de polaridad dual. Fuente Marfisi S, Salager J. L.
Taylor (1988) encontró que la forma de tales perfiles puede explicarse de
la siguiente manera:
a) Un período inicial durante el cual ocurre el alineamiento de las gotas en
cadena como si fuera un rosario;
b) Un período en el cual las cadenas de gotas de gran longitud forman un
puente entre los electrodos, ocasionando un incremento en la
conductividad de la emulsión;
c) Un punto en el cual la conducción de corriente alcanza un máximo; y
d) Una región caracterizada por una conductividad altamente errática,
eventualmente disminuye a cero, como consecuencia de la disminución
del nivel de agua en la emulsión debido al progreso de coalescencia de
las gotas.
Taylor (1988) sugirió lo siguiente: “el proceso inicial es capacitivo,
resultando quizás de la conducción superficial en las gotas de agua que
se tocan, más que de la conducción a través de las gotas. Esta fase inicial
97
es influenciada por factores como: viscosidad de la fase aceite, volumen
de la fase dispersa y voltaje aplicado”.
En la última región la conducción ocurre a través de las gotas
(coalescencia), y la duración de está zona se ve afectada por el voltaje
aplicado y la presencia de aditivos químicos; a mayor voltaje o mayor
concentración de químicos, más rápida es la deshidratación”. En la figura
43 se ilustra esquemáticamente el proceso de electrocoalescencia.
Figura 43. Esquema del proceso de electrocoalescencia. Fuente Marfisi S, Salager J. L.
6.4.6 Campos electrostáticos Los fabricantes de deshidratadores cuentan con tres tipos fundamentales
de campos electrostáticos para favorecer la coalescencia de las gotas de
agua, conocidos como campo de corriente directa (DC), campo de
corriente alterna (AC) y campo combinado AC/DC. Campos DC son muy
eficientes pero promueven la corrosión electrolítica. Por lo tanto no son
usados en aplicaciones de desalinización de crudo, aunque si son usados
para deshidratación de crudo procesado a baja conductividad. Por otro
lado, los campos AC son usados por todos los fabricantes debido a las
tolerancias de altos cortes de agua y naturaleza no- electrolítica, y,
98
finalmente, la combinación de campos AC/DC proveen alta tolerancia de
agua del campo AC con mayor eficiencia (Burris, 1977).
Los deshidratadores con campos electrostáticos AC, utilizan un
transformador que proporciona energía AC a un solo electrodo horizontal,
con una conexión a tierra (earth), como se ve en la figura. Un débil
gradiente de AC es establecido entre el electrodo energizado y la
interfase agua/petróleo y un fuerte gradiente AC es establecido entre el
electrodo energizado y la conexión a tierra. (Ver figura 44)
Figura 44. Deshidratador convencional AC.
El fluido ingresa al recipiente sobre la interfase del agua y rápidamente
coalesce por el bajo campo AC, y entonces se extiende la coalescencia y
la deshidratación en la parte alta del campo. Una vez que el petróleo está
sobre el electrodo de tierra es imposible adicionar coalescencia
electrostática desde un campo eléctrico porque este ya no se puede
crear.
El deshidratador más eficiente utiliza transformadores AC y tres
electrodos como se ve en la figura 45. Son comúnmente para intensificar
el campo AC que procesa porque ellos establecen un campo AC entre la
interfase petróleo /agua y el colector de petróleo. El fluido ingresa sobre la
99
interfase donde el bajo campo AC promueve una coalescencia y
separación inicial.
Altos gradientes de campos AC son establecidos entre los tres electrodos
donde la coalescencia y separación alcanzan el desempeño requerido.
Figura 45. Campo AC deshidratador.
Un proceso electrostático agresivo utiliza una combinación de campos
AC/DC. Este deshidratador generalmente consisten de una serie de
electrodos verticales paralelos, posicionados diametralmente y
transversales sobre el tanque centrado, como se ve en la figura 46.
100
Figura 46. Instalación combinada de AC/DC
Estos deshidratadores utilizan de uno a tres transformadores que
contienen un par de diodos invertidos para establecer un campo DC entre
los electrodos adyacentes como se ve en la figura 47. Para una
combinación de tratador AC/DC, un campo AC es establecido entre el
fondo de los electrodos y la interfase petróleo/agua. Simplemente como el
deshidratador está con un bajo un gradiente de campo AC, promueve una
coalescencia de gotas inicial en la parte alta del corte de agua en el
ambiente sobre la interfase.
Figura 47. Instalación combinada de AC/DC.
101
6.4.7. Fuerzas Electrostáticas
Una gota de agua suspendida entre un par de electrodos esta sometida a
cinco fuerzas, como se indica en la figura 48. (Draxler and Marrs, 1993).
Dos de esas fuerzas son la gravedad y la fuerza hidráulica. Fuerza de
gravedad igual al peso de la gota actúan para mover la gota hacia arriba
desde el fondo del tanque. Fuerzas de arrastre impuestas por la subida
del petróleo moviéndose a través de las gotas de agua actúan para
elevarlas hacia arriba de la salida del petróleo. Si las gotas de agua son
más grandes que el diámetro de gota de Stokes, el peso es mayor que el
arrastre y la gota de agua debería separarse del aceite.
Figura 48. Fuerzas Coalescedoras.
102
Para maximizar el proceso de desalinización, las fuerzas electrostáticas
deben ser capaces de promover la coalescencia de las gotas de diámetro
mayor que las gotas de diámetro de Stokes ( Stoked ). Las tres fuerzas son,
dipolar, electroforéticas y di-electroforéticas.
( )
5.018
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−
=ow
voStoke g
vdρρ
μ
(6.10)
1) Las fuerzas dipolares ( )dF son establecidas por la alineación de las
moléculas del agua polares y son proporcionales a los gradientes del
campo eléctrico, el diámetro de la gota de agua y el espaciamiento entre
las gotas se muestra en la ecuación 6.11.
4
626s
rKEFd = (6.11)
2) Las fuerzas Electroforéticas ( )eF son fuerzas de atracción y repulsión
establecidas en un campo de voltaje uniforme entre las gotas cargadas y
los electrodos. Ellos son proporcionales a la fuerza del campo, diámetro
de la gota y conductibilidad de aceite como se muestra en la ecuación
6.12.
( )cctce eErCF εσμεπ /223 −=
(6.12)
3) Las fuerzas de Di-electroforéticas ( )dielF son fuerzas de atracción
establecidas en un campo no-uniforme. Estas fuerzas inducen a la gota
hacia el campo de voltaje más alto y son proporcionales al diámetro de la
gota y a la conductibilidad del petróleo como se muestra en la ecuación
6.13.
103
23
22 ErF
Cd
cdcdiel ∇⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛+−
= ∗∗
∗∗
εεεεεπ
(6.13)
Estas tres fuerzas electrostáticas están presentes en todos los
deshidratadores, pero estos pueden ser manipulados para mejorar la
coalescencia y separación, por alteración de los campos de voltaje
eléctricos. La ecuación (6.10) muestra que la fuerza dipolar es
dependiente del tamaño de gota del agua y el espaciamiento entre ellos.
Asumiendo que las gotas de agua son de tamaños uniformes y
distribuidos uniformemente, es fácil ver que el espaciamiento (S) es
inversamente proporcional al volumen del agua dispersa, como se ve en
la ecuación 6.14. Por consiguiente, el agua dispersa coalesce y es
separada del petróleo, el espaciamiento entre las gotas aumenta y las
fuerzas dipolares declinan rápidamente. La ecuación (6.14) muestra que
al incrementar el radio de gota, incrementa el espaciamiento. Por lo tanto,
la fuerzas dipololares debilitan rápidamente cuando las gotas están
coalesciendose y separándose del petróleo.
333.0333.1
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛=
Xrs π
(6.14)
Como se ve en la ecuación 6.12, las fuerzas electroforéticas son
independientes del espaciamiento de gotas, pero son dependientes de la
viscosidad conductividad del petróleo. La fuerza electrofotéricas tiene un
tiempo constante igual al radio de la constante dieléctrica y conductividad
del petróleo. Esta ecuación muestra le fuerza electrofoéricas
deteriorándose rápidamente en conductividades de petróleo altas. Por lo
tanto la fuerza solo puede ser sostenida por el llenado frecuente de la
carga de gota.
104
La ecuación 6.13 muestra que la fuerza di-electroforéticas es
independiente del espaciamiento de gota, pero es dependiente de la
fuerza del campo que lleva las gotas más grandes dentro del campo con
altos gradientes. Esta fuerza actúa para acumular agua en áreas del
campo electrostático donde la divergencia es grande.
Fuerzas dipolares y dieléctricas son predominantes en procesos de
deshidratación AC. Las gotas para dejar caer las fuerzas dipolares son
grandes en el fondo del deshidratatador, donde el contenido de agua es
alto y las gotas están espaciadas estrechamente. Las fuerzas di-
electroforéticas llevarán gotas a la barra usada para construir la serie de
electrodos y por consiguiente incrementar la población de gotas y las
fuerzas dipolares. Desde la polaridad eléctrica en el electrodo AC
marchan hacia atrás en pocos milisegundos, la fuerza electroforéticas
también invierte dirección y tiene poca influencia en el proceso de
coalescencia.
La uniformidad del campo AC se establece entre los electrodos que
cuentan con la fuerza electroforéticas para empujar y tirar las gotas en el
plano horizontal entre electrodos. Una vez que las gotas de agua se
acercan a un electrodo energizado este es cargado de igual polaridad.
Luego de que la gota es cargada, la fuerza electroforéticas entonces
empuja a la gota hacia el electrodo adyacente y opuesto de carga.
(Urdahl, Williams, Bailey, and Thew, 1996). A medida que la gota se
aproxima al electrodo, la fuerza electroforéticas saca la gota hasta que la
carga de la gota es revertida. Por lo tanto, las fuerzas electroforéticas
proporcionan una fuerza que motiva el movimiento de la población de
gotas de agua en direcciones opuestas entre los electrodos. Las
colisiones resultantes logran una coalescencia eficaz, en grandes gotas y
una rápida separación. Estas acciones se pueden observar
esquemáticamente en la figura 49.
105
Figura 49. Fuerzas de gota combinadas AC/DC
6.5. Propiedades del petróleo Al determinar el tamaño apropiado de un deshidratador, las propiedades
físicas más importantes incluyen la viscosidad del petróleo, y la densidad
del petróleo y agua. Cuando estas propiedades se usan en la ley de
Stokes, junto con la velocidad vertical del aceite, el diámetro de gota
(Stokes) neutral puede ser calculado. Todas las gotas de agua más
grandes tendrán el suficiente peso para superar la viscosidad de arrastre.
Las gotas más pequeñas continuarán siendo levantadas por el fluido a la
salida del tratador.
Pueden ajustarse ciertos parámetros para lograr el contenido de BS&W
deseados a la salida. La velocidad del petróleo o flujo es directamente
106
proporcional al tamaño del tratador y al flujo de petróleo. Incrementando
la temperatura se reduce la viscosidad permitiendo a las gotas de agua
asentarse, por lo tanto incrementando la temperatura también cambia la
diferencia de densidades y afecta la tasa de separación de las gotas. La
figura 50 muestra la máxima diferencia de densidades, la cual esta
alrededor de 90º a 100 ºC y decrece si la temperatura del proceso
aumenta o disminuye.
Un equilibrio apropiado de la viscosidad, diferencia de densidades y tasa
de flujo del petróleo, son esenciales para asegurar el desempeño
apropiado del deshidratador. Mientras estos parámetros de diseño son los
primeros que influyen en la conducta del separador, otros dos parámetros
juegan un papel importante en la eficiencia del proceso electrostático.
Estos son denominados tensión interfacial y conductividad del petróleo.
Figura 50. Densidad agua/petróleo.
107
La tensión interfacial es usualmente medida en dinas/cm y rangos de 15 a
25 dinas/cm, son usadas para aceites típicos. Las altas tensiones
interfaciales dificultan la unión entre las gotas lo que hace necesario de
mayores fuerzas para romper la interfase de la gota.
La conductividad del petróleo usualmente es medida en nanosiemens
(nS), en un rango de 40 a 80 nS/m para un crudo típico, por lo tanto para
crudos mezclados como betún y petróleo SAGD (steam asisted gravity
drainage), la conductividad ha sido medida en 250 nS/m. La conductividad
del petróleo es un resultado de la excesiva acumulación de agua en la
zona de los electrodos, componentes polares orgánicos e inorgánicos
sólidos en el petróleo.
La alta conductividad del petróleo es afectada por los procesos
electrostáticos de manera adversa por tres motivos.
Primero, un incremento en la conductividad del petróleo resulta en un
incremento en la resistividad, el cual no contribuye al proceso de
coalescencia electrostática, esto puede requerir que el fabricante use una
unidad de poder más grande para mantener la eficacia del proceso de
coalescencia electrostático.
Segundo, la alta conductividad del petróleo reduce las fuerzas
electroforéticas las cuales reducen la movilidad del petróleo en los
campos combinados de AC/DC del tratador electrostático. Finalmente las
fuerzas di-electroforéticas también disminuyen para reducir aún más la
eficiencia de la coalescencia entre los procesos AC y combinados AC/DC.
Entendiendo los papeles que juegan la conductividad del aceite y la
tensión interfacial, es posible establecer un campo electrostático agresivo
que promueva la coalescencia y logre una deshidratación más eficiente.
(Eow and Ghadiri, 2003).
108
6.6. Voltajes eléctricos.
La combinación de los campos AC/DC utilizan las fuerzas electrostáticas
en forma tal que manipulan el campo eléctrico que benefician la
conductividad del petróleo y la tensión interfacial. El presente estudio
considera solo los campos electrostáticos combinados AC/DC.
En casi todas las aplicaciones es aplicado un nivel de voltaje simple a los
electrodos para beneficiar el nivel de deshidratación. Sin embargo cuando
las ecuaciones de fuerza muestran que las gotas más pequeñas
requieren altos voltajes para desarrollar suficiente fuerza para superar la
tensión superficial y promover la coalescencia, si el voltaje también es
alto, las fuerzas electrostáticas pueden exceder a las fuerzas interfaciales
resultando en una dispersión y rompimiento de gotas.
Dos voltajes definen los límites de un proceso eficiente de deshidratación.
El primero es el voltaje que puede ser considerado como un voltaje “de
arranque”. La figura 50 muestra un resultado experimental de laboratorio
conducido con una combinación de campos AC/DC.
Figura 51. Voltaje de arranque.
109
Este experimento fue usado para determinar el voltaje de arranque para
un crudo de 20º API con un contenido de 10% de agua fluyendo a través
de un tratador piloto. La aplicación de voltaje se incrementó de manera
suave, empezando con un bajo voltaje mientras se media la corriente
secundaria.
A los 12.5 V de corriente secundaria se incrementó pensando en que la
dispersión de agua empezaba a cargarse eléctricamente. Una vez que el
agua es energizada, la corriente empieza a decrecer rápidamente
indicando la coalescencia del agua. La figura 50 muestra el pico fallido de
la corriente secundaria, pero continua incrementando linealmente con el
voltaje. La colocación y alcance de las líneas de petróleo seco es
consistente con la conductividad del petróleo.
El experimento muestra claramente que operando a bajo voltaje no se
proporciona suficiente energía electrostática para iniciar la coalescencia.
Hay un beneficio en operar a nivel de voltaje cerca del voltaje arranque
(thershold) por que esto maximiza los diámetros de gota., Esto muestra
que operando a niveles tan bajos de voltaje es insuficiente alcanzar las
gotas más pequeñas necesarias para obtener las especificaciones de
agua y sal.
Para una perfecta deshidratación, toda el agua de la entrada se unirá a un
diámetro de gota más grande que el diámetro de gota de Stokes que se
separarán del aceite que se mantiene subiendo. Coalesen las gotas de
agua más pequeñas requiere un incremento de voltaje capaz de
desarrollar una fuerza electrostática significativa. Por lo tanto,
incrementando el voltaje, también incrementa las fuerzas electrostáticas
en las gotas más grandes que pueden separarse. La aplicación de voltaje
no debe aumentarse sobre un nivel que rompa las gotas de agua del
diámetro de Stokes. Este nivel de voltaje puede ser considerado el voltaje
de proceso “crítico”. La operación sustentada sobre este proceso de
110
voltaje crítico resulta en una reducción en el diámetro del las gotas y una
declinación significante en la deshidratación.
6.7. Frecuencia Electrostática. Así como hay dos límites de voltaje que definen los límites de la
deshidratación, existen dos frecuencias. Estas dos frecuencias son
dependientes del flujo de gotas cargadas y descargadas y la frecuencia
fundamental de oscilación de una gota de agua de diámetro de Stokes.
La figura 52 muestra, cuando usamos 50 o 60 Hz de poder, la rata de
voltaje decae en los electrodos, incrementando la conductividad del
petróleo que permite la carga en las gotas de agua para decrecer.
Figura 52. Voltaje vs Conductividad del petróleo aplicada.
Además, cuando la conductividad del petróleo aumenta, el voltaje de los
electrodos está por debajo del nivel inicial para una parte significativa del
111
ciclo de voltaje. Por consiguiente la carga de la gota mantiene las fuerzas
de coalescencia electrostática, y la frecuencia del voltaje aplicado debe
ser incrementada. La figura 52 muestra incremento de conductividad
eléctrica en el petróleo. Aplicando voltaje vs. Conductividad de petróleo a
una conductividad de 100 nS/m, la frecuencia debe estar cerca de los
1600 Hz, operando sobre esta base aseguramos un nivel alto de fuerzas
electrostáticas.
La frecuencia fundamental de oscilación de una gota de agua debe ser
determinada usando una analogía simple de masa (Ivanitskii, 1998). Para
un diámetro de Stokes de 750 micrones con una tensión interfacial de 15
dinas/cm la frecuencia fundamental es de 20 Hz. Por lo tanto cuando
operamos con 60 Hz de poder, las gotas de Stokes’ están oscilando a un
tercio armónico. El incremento de amplitud de oscilación puede resulta en
rompimiento de gotas debido al aumento de fuerzas electrostáticas. Por lo
tanto para operar a una frecuencia de “modulación” bajo 20 Hz, la
destrucción se debe a la oscilación armónica de la gota pudiendo
promover el máximo crecimiento de las gotas. (Bailes, Freestone and
Sams, 1997)
6.7.1. Resultados de la modulación electrostática.
Las figuras 53 y 54 muestran los beneficios de cambiar la base y
frecuencias de la modulación en un crudo 30º API a 125 ºF.
112
Figura 53. Desarrollo de la frecuencia base.
Con la baja de frecuencia incrementan las fuerzas electrostáticas y
también incrementa significativamente el desarrollo de la deshidratación.
Altas frecuencias pueden producir una excesiva carga, las cuales
disminuyen la tensión interfacial, resultando en una pérdida de desarrollo,
como muestra la figura.
La figura 53, muestra los beneficios obtenidos de la variación de
modulación de frecuencia, la oscilación lenta de la gota extiende la
película promoviendo la coalescencia. También alcanza el máximo nivel
de voltaje para energizar las gotas de agua más pequeñas promoviendo
su coalescencia. Y entonces lentamente alcanza el mínimo nivel de
voltaje donde el tamaño de gota es máximo.
113
Figura 54. Incremento de la modulación de frecuencia.
Combinación de campos AC/DC permiten aumentar el voltaje, pero no
promueven la coalescencia, solo la modulación, a través de unidades de
poder con alta frecuencia permiten mantener el voltaje suficiente para la
deshidratación.
6.8. Modelo propuesto. 6.8.1. Parámetros PVT y diseño según programa Las dimensiones del deshidratador electrostático se las determinó, por
medio del programa de la empresa MSI. (Sistemas Integrados
Multifásicos)
114
Figura 55. Calculo del dimensionamiento del deshidratador. Programa MSI.
115
6.8.2. Esquema del modelo propuesto
Figura 56. Esquema del deshidratador electrostático propuesto.
6.9. Normas de diseño
El diseño de los deshidratadores electrostáticos está basado en la norma
API 12J, especificación que contiene los requerimientos para el diseño,
fabricación y prueba para separadores gas-petróleo-agua, usados en la
producción de petróleo y gas. Algunos fabricantes adoptan el código de
diseño de la ASME, debido a que, las secciones que contienen, son
expuestas en más detalle. Particularmente la sección VIII, es referente a
diseño de tanques a presión (Pressure Vessel).
6.9.1. Presiones de Diseño Las temperaturas máximas y mínimas para recipientes deben determinar
los valores de esfuerzos máximos permitidos por el material que va a ser
usado en la fabricación del recipiente. La temperatura máxima usada en
116
el diseño no debe ser menor que la temperatura de operación. Es
necesario considerar la temperatura del ambiente y la auto refrigeración
del equipo. Hay que considerar las mínimas temperaturas de operación
que estipula la norma ASME.
En cuanto al diseño de presión para recipientes, la presión de diseño es
llamada “máxima presión de trabajo aceptable” (MAWP, por sus siglas en
ingles: Maximun Allowable Working Pressure). Que es conocida
normalmente como “presión de trabajo”. La MAWP determina el setting de
la válvula de alivio que debe ser más alta que la presión normal de los
procesos contenidos en el recipiente, la cual es denominada “presión de
operación”. Esta presión de operación es fijada por las condiciones de
operación.
Figura 57. Valores de presiones de trabajo y tamaño de separadores Horizontales. Nota:
a) La longitud generalmente es expandida en 2½ft medidos de tope a tope, y es un valor típico de 5ft, 7½ft o 7ft. Un mínimo de relación de diámetro de longitud usado es 2”.
b) Los diámetros del tanque generalmente se expanden en un incremento de 6”, medidos como diámetro externo (OD) o diámetro interno (ID). Los OD de separadores son generalmente construidos hasta 24” de diámetro, sobre este diámetro pueden ser tanques OD o ID.
6.9.2. Materiales
Los materiales, utilizados en la construcción de separadores, están dados
por el código ASME. La selección de materiales para fluidos corrosivos
117
son seleccionados en base a la norma API o NACE, los mismos que
garantizan la durabilidad del separador.
6.9.3. Placa de nombre
Los separadores deben ser identificados por una placa de nombre (ver
figura), de material resistente a la corrosión, con los siguientes ítems:
1. especificación 12J
2. Nombre del fabricante.
3. Numero de serie.
4. Año de construcción.
5. peso del equipo vacío.
6. Tamaño, OD x Longitud.
7. Presión máxima de trabajo, Psi. Máxima temperatura de trabajo, ºF.
8. Información requerida por el estado o por otras regulaciones políticas.
9. Información adicional requerida por el fabricante o por el comprador.
Figura 58. Esquema de una placa de nombre. Fuente: ASME 2000.
118
CAPITULO VII 7. PROGRAMA PILOTO DE IMPLEMENTACIÓN DEL SEPARADOR CCGL EN LA ESTACIÓN CENTRAL LAGO AGRIO
7.1. Características del separador CCGL
El modelo propuesto para ser aplicado en la estación Lago Central es
calculado por un programa desarrollado en plataforma Excel denominado
“Diseño CCGL1.0” (Desarrollado en el Presente Trabajo). El modelo
diseñado está basado en el modelo propuesto por Arpandi (1995) y
modificado por Movafaghian (1997). Adicionando a estos modelos,
fórmulas que incluyen el corte de agua, Kolla (2007).
7.1.1. Datos del Campo Lago Agrio
El prototipo propuesto denominado “Cilindro Ciclónico Gas-Líquido Lago
Central (CCGL-LC)”, se lo diseñó basado en los datos proporcionados
recopilados de la Estación Lago Central, con una producción esperada de
5600 BPPD para el año 2009, que se encuentra al momento en proceso
de incremento, con los trabajos que se están llevando a cabo de
perforación de nuevos pozos y reacondicionamiento de pozos existentes,
así como el cambio de pozos cerrados a pozos reinyectores.
7.1.2. Programas adicionales
Para el cálculo de las tensiones superficiales del agua y del petróleo se
utilizo el programa “PVT Calculation Using Black Oil”, Production Systems
(Wellbore and Pipeline) Diseñado por Shoham O., Gomez L. (2000), el
119
cual utiliza las correlaciones de Baker-Swerdloff para el calculo de la
tensión superficial del petróleo y la correlación de Hough para el cálculo
de la tensión superficial del agua.
Para el calculo del los patrones de flujo en tubería, se lo realizó mediante
el programa DPDL (Pérdidas de Presión en Flujo de tuberías) Shoham,
O. (2005). La figura muestra los resultados para una corrida del programa
DPDL asumiendo flujo horizontal. 7.1.3. Modelo final propuesto 7.1.3.1. Procedimiento para el dimensionamiento del separador CCGL mediante programa “Diseño CCGL 1.0” 1) Análisis del los patrones de flujo en la tubería horizontal con ayuda del
programa DPDL_IN.txt
Figura 59. Datos Campo LC.
1.2) Correlaciones del programa.
120
Figura 60. .Correlaciones utilizadas. 1.3) Patrones de flujo que predice el programa
Figura 61. Patrones de flujo del programa.
2) Determinación del Patrón de flujo en la sección vertical
Figura 62. Datos en la sección vertical.
121
2.1) Resultados del patrón de flujo en la sección vertical
Figura 63. Resultados de la sección vertical. 3) Cálculo en la sección inclinada
Figura 64. Datos en la sección inclinada.
122
3.1) Resultados
Figura 65. Resultados de la sección inclinada.
4) Los resultados obtenidos anteriormente ingresan en programa “Diseño
del separador CCGL 1.0”.
Figura 66. Ingreso de datos Campo LC. Elaborado por Luis Alabuela y Paúl Lara
123
5) Resultados obtenidos mediante el programa “Diseño de separador
CCGL 1.0”. La figura muestra los resultados obtenidos en la sección de
entrada del separador, la figura muestra las dimensiones del cuerpo del
separador y de las salidas de gas y líquido.
Figura 67. Resultados obtenidos del diseño del separador CCGL 1.0.
124
7.1.3.2. Dimensionamiento del separador CCGL mediante el programa GLCCvx.7.9 El programa GLCCvx7.9, software creado Gómez (2004), bajo la dirección
de Shoham, Moham y Kouba en el Proyecto de Tecnología de Separación
de la Universidad de Tulsa (TUSTP) se utilizó para realizar una
comparación con el programa desarrollado en el presente trabajo.
1) Ingreso de datos
Figura 68. Ingreso de datos en el programa GLCCvx7.9. 2) Resultados Obtenidos mediante GLCCvx7.9
Las siguientes figuras muestran los resultados obtenidos mediante el
programa GLCCvx.7.9.
125
Figura 69. Resultados mediante el programa CCGLvx.7.9.
Figura 70. Cálculos del cuerpo del separador CCGL.
Figura 71. Cálculos de la entrada inclinada.
126
Figura 72. Cálculos de la salida de gas del separador CCGL.
Figura 73. Cálculos de la salida de líquido del separador CCGL. 7.1.3.2.1. Reporte de simulación de Separador Cilindro Ciclónico Gas Líquido, GLCCvx.7.9. A continuación se muestra el reporte final del programa GLCCvx.7.9. el
cual muestra los resultados de los cálculos vistos en las figuras
anteriores. Estos resultados muestran en los parámetros de diseño del
separador.
127
******************************************************************* ____________________________________________________________________ __________________________________________________ T U S T P SIMULACION DEL SEPARDOR CILINDRO CICLONICO GAS-LÍQUIDO GLCC vx7.9 [May 2004] ESCRITO POR: Dr. LUIS E. GOMEZ __________________________________________________ === ARCHIVO DE DATOS = CCGL Lago Central === 04:02:12 07-09-2008 _____________________________________________________________________ Comentarios: _____________________________________________________________________ ********************************************************************* I. DATOS INGRESADOS 1. CONDICIONES DE OPERACION Tasa de petróleo = 4489,00 [STBbl/D] Tasa de agua = 2211,00 [STBbl/D] Tasa de gas = 450,00 [MSCF/D] Presión de entrada = 25,00 [Psia] Temperatura de entrada = 120,00 [F ] 2. PROPIEDADES PVT Gravedad específica del petróleo (Specific Gravity of oil) = 29,30 [API] Gravedad específica del gas (Specific Gravity of gas) = 1,16 Densidad del agua (Water density) = 62,93 [Lbm/Ft^3] Densidad del gas (Gas density) = 0,14 [Lbm/Ft^3] Viscosidad del petróleo (Oil viscosity) = 10,250 [cp] Viscosidad del gas (Gas viscosity) = 0,010 [cp] Viscosidad del agua (Water viscosity) = 0,539 [cp] Tensión superficial del petróleo (Surface tension of oil) = 29,43 [Dynes /cm] Tensión superficial del agua (Surface tension of water) = 69,74 [Dynes /cm] _________________________________________________________________________ II. RESULTADOS _________________________________________________________________________ 3. DIMENSIONES DE ENTRADA Diámetro nominal de entrada (Nominal Diameter of inlet) = 12,0 [Inch] Longitud de tubería de entrada (Inlet Pipe Length) = 7,8 [ft] Porcentaje de área de reducción (Percent of slot area) = 30,0 [%] Angulo de inclinación de la tubería (Pipe inclination angle) = -27,0 [Degree] 4. RESULTADO DE ANALISIS PARA CONDICIONES DE FLUJO TAPÓN Cálculo sin análisis de flujo tapón 5. GLCC DIMENSIONES Diámetro nominal del a tubería (ND)[Inch] Longitud [ft] Bajo la entrada 12,0 6,0 Sobre la entrada 12,0 5,5
128
6. DIMENSIONES DE SALIDA Salida de líquido (Liquid Leg) Tubería ND [Inch] Longitud [ft] Rugosidad absoluta [ft] 5,0 6,3 0,00015 5,0 2,1 0,00015 5,0 4,0 0,00015 Salida de Gas (Gas Leg) Tubería ND [Inch] Longitud [ft] Rugosidad absoluta [ft] 3,0 6,3 0,00015 3,0 2,1 0,00015 3,0 7,0 0,00015 7. ACCSESORIOS (FITTINGS) ND [Inch] Resist. Coeff.(K) Descripción Salida de Líquido 5,0 0,96 T de desviación (Tee Through Branch) 5,0 0,48 Codo (Elbow 90) 5,0 0,50 Tubería entrante (Pipe Entrance) 5,0 0,96 Tee Through Branch Salida de Gas 3,0 1,08 Tee Through Branch 3,0 0,54 Codo (Elbow 90) 3,0 0,50 Tubería entrante (Pipe Entrance) 8. INFORMACIÓN DE MEDIDORES DE FLUJO DE LÍQUIDO Tipo de Medidor = Sin Medidor 9. INFORMACION DE MEDIDORES DE FLUJO DE GAS Tipo de Medidor = Sin medidor 10. NIVEL DE LÍQUIDO Nivel de equilibrio de líquido = 4,1 [ft] 11. VELOCIDADES (VELOCITIES) Entrada Superficial de Líquido (Inlet Liquid Superficial) = 0,58 [ft/s] Entrada Superficial de Gas (Inlet Gas Superficial) = 4,50 [ft/s] Superficial de líquido CCGL = 0,58 [ft/s] Superficial de gas CCGL = 4,50 [ft/s] Liquid Leg Superficial = 3,45 [ft/s] Gas Leg Superficial = 73,93 [ft/s] Velocidad Crítica de Gas (Critical Gas Velocity) = 21,86 [ft/s] Velocidad Crítica de Líquido (Critical Liquid Velocity) = 0,50 [ft/s]
129
7.1.4. Comparación de los dos modelos La tabla muestra las características del separador CCGL diseñado por el
programa realizado en el presente estudio, dando como resultado una
aproximación del 10% al modelo calculado mediante el programa GLCCvx
7.9. Este porcentaje de aproximación es debido a los coeficientes en los
accesorios y válvulas que fueron asumidas en el programa “Diseño de
separador CCGL 1.0” del presente estudio.
COMPARACION DE LOS DOS MODELOS
CCGL 1.0 GLCCvx7.9 diámetro (in) Longitud (ft) diámetro (in) Longitud (ft)Entrada 10 7 12 7,8Angulo de inclinación 30º 30º Cuerpo 12 12 Sobre la entrada 6 Bajo la entrada 6 Total 12 Salida de Gas 3 4 3 6,3 Salida de Liquido 6 4 5 6,3 Nivel de equilibrio del líquido 2.2 4.1
Tabla 12. Comparación del diseño el separador CCGL mediante los programas: Diseño de separador CCGL 1.0 y GLCCvx.7.9. 7.1.5. Instrumentación Para determinar la eficiencia del separador es necesario equiparlo con
instrumentos que permitan la medición del flujo de gas y líquido que
ingresan y salen del separador.
130
El plano de la figura 73 muestra los dispositivos de medición que deben
instalarse en el separador CCGL-LC con el objeto de mantener la presión
dentro del separador, mediante la regulación de la velocidad del fluido que
ingresa en el separador CCGL, las válvulas de salida tanto de gas como
de líquido permiten regular el nivel de equilibrio del vórtice que se forma
bajo la entrada del separador CCGL.
Figura 74. Dispositivos de control del separador CCGL-LC. Elaborado por: Luis Alabuela y Paúl Lara (LAAT- PELP).
SIMBOLOGIA:
Línea neumática
Válvula reguladora de presión
Válvula no retorno (Check)
131
PVC = Válvula controladora de presión
PI = Indicador de presión
LCV = Válvula controladora de nivel
FR = registrador de caudal
Figura 75. . Comparación de medidores de flujo.
7.2. Ubicación del separador CCGL El esquema de la estación Lago Central implementando el separador
CCGL y deshidratador electrostático se puede observar en la figura 75.
El diagrama muestra la disposición de los equipos en la Estación Lago
Central. Como se puede observar con la utilización de los dos
separadores no es necesario instalar una bota de gas y un tanque de
lavado, el petróleo luego de salir del deshidratador electrostático pasaría
directamente al tanque de almacenamiento para su posterior transporte a
Oleoducto.
132
Figura 76.. Diagrama de la estación Lago Central instado el separador CCGL-LC y deshidratador electrostático Elaborado por Luis Alabuela y Paúl Lara.
133
CAPITULO VIII 8. ANÁLISIS ECONÓMICO El siguiente análisis tiene como objetivo demostrar por qué el Estudio de
la Factibilidad de Implementar el Separador Cilindro Ciclónico Gas-
Liquido (CCGL) y Deshidratador Electrostático en la Estación Central
Lago Agrio es beneficioso desde el punto de vista económico y técnico,
comparada con la implementación de un separador convencional. El
objetivo es realizar un análisis económico general, y posteriormente
implementarlo en cualquier campo petrolero del País.
8.1. Costo del deshidratador Electrostático propuesto.
El costo estimado del deshidratador electrostático es de 600000 USD.
Con las siguientes características:
El deshidratador electrostático horizontal, se entrega como unidad
completa, montado sobre patín (skid) con tuberías de interconexión,
soportes, válvulas manuales de control, instrumentación y tablero de
control.
8.2. Costo del Separador CCGL LC propuesto.
El costo de diseño, construcción, supervisión, operación y puesta a
prueba del equipo es de 150000 dólares.
La tabla 14 muestra los costos de construcción del separador CCGL LC.
134
Item Descripción Cantidad Precio unitario Precio total
MATERIALES
Bridas 4"X150 welding neck (cuello largo) 22 23.76 522.72 8"x150 Brida ciega 1 34.78 34.78
6"x150 Brida Slip-on (cuello corto) Raise face (con empaque) 8 46.9 375.2
Válvulas check 4" Valvulas check 1 540 540
Tubería c / ft STD 4WT 3.65lb/ft SMLESS,BFW,API-SL,GD,B,DRL 4 ½ 30 3.68 110.4 STD 4WT 3.65lb/ft SMLESS,BFW,API-SL,GD,B,DRL 6 ½ 10 4.67 46.7
Pernos 3" esparragos completos 5/8x3 4 c / brida 124 1.97 244.28
Empaques c/u 4"x1/16 11 1.69 18.59
c/u 6"x1/16 4 2.1 8.4
Medidores
4" medidor de turbina,ANSI 150 Flanged end Conections RF 1 13000 13000
Registrador de presión Barton SWP, 2500 Psi 1 3691.98 3691.98
SUB TOTAL 18593.05
PERSONAL Horas Equipo de suelda costo*hora 5 29.68 148 Personal de apoyo (cuadrilla 4 personas) 72 52.61 3788
SUB TOTAL 3936
MAQUINARIA Retroexcavadora 3 19.96 59.88 Pluma 2 49.89 99.78
SUB TOTAL 159.66
IMPREVISTOS 908
TOTAL 23597 Tabla 13. Tabla. Costos de construcción del separador CCGL.
135
La tabla 15 muestra el costo total para implementar la tecnología de los
separadores CCGL y deshidratadores electrostáticos en la estación Lago
Central.
Separadores: Dólares:
Separador CCGL 600000
Separador electrostático 150000
TOTAL 750000 Tabla 14.Costo total: implementación de separador CCGL y deshidratador electrostático en la estación LC.
136
CAPITULO IX 9. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
La elaboración del proyecto requirió del análisis previo de varios factores,
como los análisis de patrones de flujo en tuberías verticales, horizontales
e inclinadas, análisis PVT de fluidos, estudio de las facilidades de
producción: diseño construcción de separadores, y líneas de flujo.
Además de la parte teórica y económica se analizó la factibilidad o
vialidad de ejecución del mismo.
Estación Lago Central.
Se realizó una recopilación de datos del Campo Lago Central, con
el fin de saber las características del campo, de los fluidos, y lograr
así su evaluación, análisis y desarrollo de esta tesis.
Realizar un seguimiento continuo de las condiciones de los
separadores de producción y de prueba.
Mejorar la eficiencia del quemador, instalando un dosificador de
aire, para lograr así una combustión completa, esto nos ayudará a
reducir las emanaciones al ambiente.
Separador Cilindro Ciclónico Gas-Líquido
Un programa en plataforma Excel ha sido creado para la
caracterización del separador CCGL, en función de la información
recopilada, el cual tiene un margen de aproximación del 10% al
diseño del separador CCGL realizado en el programa GLCCvx.7.9.
137
que ya a sido probado y se encuentra operando en varias partes
del mundo.
Construir un prototipo con el fin de afianzar los fundamentos
teóricos y proporcionar más información del comportamiento
operacional y diseño del separador.
Aplicar este proyecto en campos de mayor producción, donde se
observará con mayor notoriedad la eficiencia del proyecto.
Capacitar al personal técnico para el manejo de GLCC
Realizar una ampliación del presente trabajo, para la aplicación del
separador CCGL, como separador primario.
Implementar un sistema de control supervisorio (SCADA), que
optimice las variables del separador CCGL.
Complementar el estudio, realizando pruebas con diferentes tipos
de emulsiones, para determinar del comportamiento del flujo dentro
del separador CCGL.
Deshidratador Electrostático.
El deshidratador electrostático nos permite obtener un petróleo libre
de agua.
El agua libre obtenida posee menor cantidad de impurezas,
contaminantes y otros productos.
Utilizar este equipo en campos de mayor producción, y donde los
problemas de deshidratación de crudo sean mayores.
138
Capacitar al personal técnico para el manejo y operación del
deshidratador electrostático.
139
9.2. Nomenclatura A= Área
CCGL= Cilindro Ciclónico Gas-Líquido
LCO= Liquid Carry-Over
NOC= Normal Operate Condition
OPEN= Operational Envelope
ZNF= Zero-net Flow
H= Liquid Holdup
LC= Lago Central
Nomenclatura Capitulo VI:
C = Constante (Constant)
X = BS&W, entrada o salida
Vv = Velocidad Vertical del petróleo (Vertical Oil Velocity)
ρc = Densidad de la fase continua (Continuous phase density)
ρd = Densidad de la fase dispersa (Dispersed phase density)
wd = Peso de la gota dispersa (Weight dispersed droplet)
μc = Viscosidad de la fase Continua (Continuous phase viscosity)
μd = Viscosidad de la fase dispersa (Dispersed phase viscosity)
σc = Conductividad de la fase Continua (Continuous phase
conductivity)
σd = Conductividad de la fase dispersa (Dispersed phase
conductivity)
ω = Frecuencia (frequency)
εc = Permisividad de la fase Continua (Continuous phase
permittivity)
εd = Permisividad de la fase Dispersa (Dispersed phase
permittivity)
140
εc* = Permisividad de la fase compleja continua (Complex
Continuous phase permittivity)
= εc – j σc / ω
εd* = Permisibilidad de la fase dispersa compleja (Complex
Dispersed phase permittivity)
= εd – j σd / ω
Fd = Fuerza dipolara (Dipole Force)
Fe = Fuerza electroforética (Electrophoretic Force)
Fdiel = Fuerza di-electroforética (Di-Electrophoretic Force)
∇E= Gradiente de voltaje de campo (Voltage field gradient)
E = Voltage
r = droplet radius
γ = Interfacial tension
dStoke = Stokes’ droplet diameter
Factores.
Cd= Coeficiente de arrastre
D= Diámetro
f= Factor de fricción
g= Aceleración de la gravedad
141
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146
9.5. Glosario
Aceite Disuelto. El aceite se encuentra disuelto en agua y no en forma
de gotas por lo cual la separación por gravedad no aplica. Generalmente
es una mezcla de compuestos fenólicos, ácidos grasos, aromáticos
polinucleares, aromáticos volátiles y ácidos nafténicos. Son removidos por
métodos de separación no-convencionales: Ósmosis inversa, extracción,
filtración con carbón y tratamiento biológico, entre otros.
Aceite Emulsionado. El aceite se encuentra disperso en el agua en
forma de gotas muy pequeñas (10 μm) las cuales no se separan
fácilmente por gravedad. Cada una de estas gotas tiene una pequeña
carga eléctrica del mismo signo por lo que se repelen entre sí,
manteniendo estable la dispersión. Existen dos tipos de agentes
emulsificantes: Químicos como detergentes y surfactantes y físicos como
las bombas centrífugas y el flujo turbulento en tuberías.
Aceite Libre. Aceite disperso en agua en forma de gotas las cuales con
suficiente tiempo y condiciones de quietud se separan por gravedad. El
tamaño de las gotas varía usualmente entre 10 y 2000 micras.
Agua de Producción. Es el agua producida en conjunto con el petróleo
en operaciones de explotación de un yacimiento.
Agua libre. (Abreviado FW). Agua que existe como una fase separada.
Agua y sedimento. (Abreviado S&W). Todo material que coexiste con el
petróleo líquido sin ser parte del mismo; y que requiere ser medido, entre
otras razones, por la contabilidad de las ventas. Este material foráneo
puede incluir agua libre y sedimento (FW&S) y agua emulsificada o en
suspensión y sedimento (SW&S). La cantidad de material en suspensión
147
(SW&S) es determinada por el método de centrifugación u otros métodos
de laboratorio aplicados a petróleo liquido. (Véase también Agua libre).
AIME Instituto Americano de Minas, Metalúrgica e Ingenieros de
Petróleo.
ANSI Instituto Norteamericano de Estándares Nacionales.
API Sigla de American Petroleum Institute, que es una asociación
estadounidense de la industria petrolera, que patrocina una división de la
producción petrolera en la ciudad de Dallas, Texas
ASME Asociación Norteamericana de Ingenieros Mecánicos
ASTM Sociedad Norteamericana para Prueba de Materiales
Barril (barrel - bbl). Una medida estándar para el aceite y para los
productos del aceite.
Barriles por día (barrels per day - bpd or b/d). En términos de
producción, el número de barriles de aceite que produce un pozo en un
período de 24 horas, normalmente se toma una cifra promedio de un
período de tiempo largo. (En términos de refinación, el número de barriles
recibidos o la producción de una refinería durante un año, divididos por
trescientos sesenta y cinco días menos el tiempo muerto utilizado para
mantenimiento).
Bifásico. Estado de fluido que consiste en una mezcla de líquido con gas
o sólidos. Es también mezcla de gas con partículas sólidas o con gotas de
líquido.
148
Brida ciega (dispositivo de obstrucción). Disco de metal que se instala
en una tubería sostenido por bridas; se utiliza para evitar que haya flujo
en dicha tubería.
Brida de placa de orificio. Elemento tubular bajo presión, como un
conjunto de bridas de orificio o conexión, utilizado para mantener en
posición la placa de orificio en el sistema.
Tomas de brida. Posición de un par de tomas. La toma central de
corriente arriba se encuentra a 1 pulgada (2,54 centímetros) antes de la
cara de la brida contra el flujo y la toma central corriente abajo se
encuentra a 1 pulgada (2,54 centímetros) después de la cara de la brida a
favor de la corriente.
Bulbo. Elemento detector de temperatura en un dispositivo medidor de
temperatura.
BSW. Es el porcentaje de agua que contiene un petróleo crudo que fluye
del pozo a la superficie
Calidad del Agua. Se refiere a parámetros tales como temperatura, ph y
concentración de contaminantes en miligramos por litro o partes por millón
en cualquier punto del proceso.
Coalescencia. Es la ruptura de las películas interfaciales para formar
gotas más grandes.
Coalescedor Dispositivo que se utiliza para provocar la separación y
eliminación de un fluido del otro, como por ejemplo la eliminación de agua
de un hidrocarburo líquido.
149
Coeficiente de descarga de una placa de orificio. Relación entre el flujo
real y el flujo teórico, que se aplica a la ecuación de flujo teórico para
obtener el flujo real de un medidor de orificio.
Compresibilidad del gas. No debe confundirse con el factor de
desviación. Es el cambio de volumen debido a la presión reinante en el
depósito o yacimiento. zdpdz
pCg −=
1
Compresibilidad del petróleo. Es el cambio de volumen del fluido debido
a la presión que se encuentra sometido, este fluido pude contener gas en
solución cuando esta por sobre el punto de burbuja. La compresibilidad
del petróleo se determina mediante la expresión: )21()21(1
ppvvx
vCo
−−
=
Condiciones Condiciones ambientales (1) Condiciones externas (por ejemplo golpes,
vibración, y temperatura) a las que un medidor, transductor, instrumento,
etc., podría estar expuesto durante el embarque, almacenamiento,
manejo y operación. (2) Condiciones del medio (presión, temperatura,
humedad, etc.) que rodean un objeto dado como un medidor, instrumento,
transductor, etc.
Condiciones de operación. Condiciones de referencia Condiciones de
presión y temperatura a las cuales se deben corregir los volúmenes
medidos.
Cromatografía. Es el proceso mediante el cual se identifica los diferentes
componentes de un gas, dando a conocer la fracción molar del
componente.
150
Emulsión. Una emulsión es una mezcla íntima y estable de agua y
aceite. Más rigurosamente, una emulsión en un sistema heterogéneo
constituido, por lo menos, por un líquido no miscible disperso íntimamente
en otro en forma de gotas, cuyos diámetros son generalmente mayores
de 0.10 micras. La estabilidad de dicho sistema puede alterarse por medio
de agentes activos de superficie, sólidos finamente divididos, etc. La fase
formada por las gotas aisladas se llama fase dispersa o interna. La fase
que forma la matriz en donde las gotas están suspendidas, se llama fase
continua o externa.
Distribución de Tamaño de Partículas. El tamaño de las partículas no
es uniforme y normalmente la concentración más alta corresponde a las
partículas de tamaño medio.
Factor de compresibilidad z. Llamado también factor de desviación, es
un factor que se introduce a la ley de los gases ideales para tomar en
cuenta la desviación que sufre un gas real con relación al comportamiento
de un gas ideal. Por definición es la razón e volumen que ocupa un gas a
determinadas condiciones de P y T, al volumen que ocuparía el mismo
gas si se comporta como gas ideal.
Factor volumétrico de gas. Es la relación de volumen de gas libre, a
condiciones de presión y temperatura del yacimiento, por unidad
volumétrica de gas libre a condiciones normales. Es el factor que
representa el volumen a condiciones de yacimiento que ocupa un pie
cúbico de gas a C.N. cuyas unidades son. Bg = PY/PCN.
Factor volumétrico del petróleo. Es un factor que representa al volumen
de petróleo saturado con gas, a condiciones de P y T de yacimiento, por
unidad volumétrica de petróleo a C.N. Se expresa en barriles en
yacimiento por barriles normales. Bo = BNBY
> 1
151
GOR, relación gas petróleo. Es la cantidad de gas que se encuentra en
solución en un petróleo crudo a determinadas condiciones de P y T , Se
expresa en pie cúbico de gas a C.N por un barril de petróleo a
condiciones normales. PCN/BN
Gravedad API (API / gravity). La escala utilizada por el instituto
Americano del Petróleo para expresar la gravedad específica de los
crudos y productos de petróleo, cuyos valores se relacionan con la
gravedad específica.
Gravedad específica (specific gravity). La relación de la densidad de
una sustancia a determinada temperatura con la densidad de agua a 4°C.
Gravedad específica del gas. Es la razón de la densidad de un gas a
determinadas condiciones de P y T, a la densidad del aire a las mismas
condiciones de P y T. La densidad de un gas se puede obtener a partir de
la siguiente expresión:
Hidrocarburo (hydrocarbon). Cualquier compuesto o mezcla de
compuestos, sólido, líquido o gas que contiene carbono e hidrógeno.
Medidor de desplazamiento positivo. Un medidor de desplazamiento
positivo es un equipo de medición de flujo que separa un líquido en
volúmenes discretos y los contabiliza de forma separada. La exactitud de
la cantidad medida depende de tres factores principales:
Que el volumen de la cámara de medición permanezca constante.
Que todo el líquido que entra al medidor vaya a la cámara de medición.
Que el flujo transferido pase por el medidor solo una vez
Medidores de Inferencia. Estos medidores infieren el flujo volumétrico
por medición de una propiedad dinámica del fluido. Las Turbinas son los
medidores mas comunes de este tipo para Transferencias en Custodia.
152
Medidor de turbina. Este en un medidor de inferencia (infiere el flujo), el
cual se determina por la rotación angular del rotor y con esta información
se deduce el volumen de líquido que ha pasado por el medidor.
Norma API. De acuerdo con la política 104 del API, conjunto de reglas,
condiciones, o requerimientos voluntarios relacionados con la definición
de términos, clasificación de componentes; definición de procedimientos,
especificación de dimensiones, criterios de construcción, materiales,
rendimiento, diseño u operaciones, mediciones de cantidad y calidad en la
descripción de materiales, productos, sistemas, servicios o prácticas o
descripciones que se atienen a la medida de tamaño.
Número de Reynolds (abreviado Re). Relación entre las fuerzas
inerciales y las fuerzas por viscosidad, medida de la turbulencia.
Parámetro que correlaciona el perfil actual del flujo con el perfil de flujo
totalmente desarrollado bajo condiciones de flujo estable de un fluido
newtoniano, homogéneo. Número adimensional definido como:
Re = Dup/µ
Donde:
D = diámetro interno de la tubería,
u = Velocidad de flujo promedio,
p = densidad del fluido,
µ = viscosidad del fluido, todas en unidades inconsistentes.
Obturador. Dispositivo colocado en una línea para restringir el flujo.
Petróleo (petroleum). Nombre genérico para hidrocarburos, incluyendo
petróleo crudo, gas natural y líquidos del gas natural. El nombre se deriva
del latín, oleum, presente en forma natural en rocas, petra.
153
Petróleo crudo. Mezcla de hidrocarburos que existe en fase líquida en
los yacimientos subterráneos y que permanece en fase líquida a presión
atmosférica después de pasar por elementos de separación en la
superficie.
Petróleo negociable. Término aplicado a hidrocarburos líquidos que se
consideran aceptables para transferencia de custodia a un transportista.
El petróleo se pone en reposo y no debe contener agua ni sedimentos
suspendidos o cualquier otra impureza en cantidades mayores a las
estipuladas.
Pozo (well). Agujero perforado en la roca desde la superficie de un
yacimiento a efecto de explorar o para extraer aceite o gas.
Pozo de exploración, de prueba o piloto (wildcat well) . Pozo
exploratorio perforado sin conocimiento detallado de la estructura rocosa
subyacente.
Presión de burbuja. Es la presión de un yacimiento de petróleo en el
punto de burbujeo, es decir cuando comienza a desprender gas que se
encuentra en solución en el crudo.
Presión de cabeza. Es la presión a la que se encuentran los fluidos de en
la cabeza del pozo de petróleo cuyo desplazamiento fue motivado por
fuerzas naturales o artificiales.
Presión de fondo fluyente. Es la presión que se tiene en la cara de la
arena productora de petróleo y/o gas, esta presión es menor que la
presión de reservorio, producto de una caída de presión de los fluidos que
se mueven desde el extremo del reservorio hasta el pozo.
154
Presión de reservorio. Presión a la cual es sometido el petróleo y/o gas
por efecto del peso de la corteza terrestre y la profundidad, la misma que
los empuja hacia la superficie, esta presión disminuye a medida que un
reservorio sea producido.
Presión hidráulica. Es la presión que ejerce una columna de fluido.
Presión hidrostática. Es la presión a la que están sometidos todos los
cuerpos de la superficie terrestre debido a la columna de gas que se
encuentra en la atmósfera.
Rango de flujo. Rango entre las tasas de flujo máximas y mínimas de un
medidor. Por lo general se determina mediante límites aceptables de error
Reinyección. Consiste en la inyección de agua de producción a una
formación del subsuelo, previo tratamiento.
Reservas (Reserves). Cantidades de hidrocarburos contenidos en un
reservorio que haya sido objeto de evaluación. Se distinguen cuatro
categorías de reservas:
Reservas posibles: referidas a yacimientos hasta ahora no conocidas así
como sobre el petróleo no convencional, se consideran yacimientos
probables en un 50 por ciento.
Reservas probadas: cantidades recuperables de petróleo con una
certidumbre razonable en las condiciones económicas y técnicas
existentes.
Reservas probables: cantidades adicionales a las reservas probadas
que las informaciones geológicas y técnicas del reservorio permiten
considerar recuperables.
155
Reservas totales: suma de la producción acumulada y de la totalidad de
las reservas probadas, probables y posibles.
Sedimento. Material sólido que puede incluir una combinación de arena,
sólidos, residuos y materia granulada.
Tamaño de Partícula. Se caracteriza por el diámetro de las partículas. En
mezclas agua-aceite el tamaño puede variar entre 0.1 - 2000 micrones
(μm).
Un barril = 35 galones imperiales, 42 galones US, ó 159 litros.
Tensión superficial. La tensión superficial es una propiedad de los
líquidos que los distingue de los gases. En el seno de un líquido, las
moléculas se atraen entre sí estas fuerzas de atracción, que son una
combinación de fuerzas de Van der. Pals y de las fuerzas electrostáticas
que están en equilibrio. En la superficie del líquido, estas fuerzas no están
balanceadas ya que no hay moléculas de líquido en la parte superior. La
resultante es una fuerza perpendicular a la superficie. Puede decirse que
la superficie del líquido, por la acción de esta fuerza tiende a contraerse.
Tensión interfacial. Algunos autores consideran la tensión entre dos
líquidos.
Válvula, bloqueo y desahogo. Válvula de alta confiabilidad con sellos
dobles y diseñados para determinar si alguno de sus sellos tiene fugas.
Válvula de bloqueo de gas (presión), tanque. Dispositivo colocado en la
escotilla de medición en un tanque presurizado que permite la medición y
extracción manual de muestras sin la pérdida de vapor.
156
Válvula, contrapresión. Válvula que se utiliza para mantener
automáticamente una presión de manera uniforme en su entrada.
Válvula, exceso de flujo. Válvula utilizada para evitar automáticamente
que la tasa de flujo del líquido en una tubería exceda el límite más alto
permitido.
Válvula, presión diferencial. Válvula utilizada para regular
automáticamente una diferencia de presión uniforme entre dos puntos
específicos en una tubería.
Válvula, retención (check). Válvula utilizada para controlar el flujo en
una dirección seleccionada y evitar que el líquido fluya en la dirección
contraria.
Vertimiento. Es la disposición de agua de producción a un cuerpo
receptor en superficie: Lago, río, bajo, estero, etc., previo tratamiento.
Viscosidad. Es la propiedad física de los fluidos que mide la cantidad de
resistencia opuesta a las fuerzas cortantes, la viscosidad de debe
principalmente a las interacciones entre las moléculas del fluido.
Viscosidad, Segundos Saybolt Universal. (Abreviado SSU). Tiempo,
medido en segundos, que tarda una muestra de 60 ml de líquido en fluir a
través de un orificio universal calibrado bajo condiciones específicas.
Viscosidad, absoluta. Medida de la resistencia al corte por unidad de
tiempo de la fuerza cohesiva intermolecular de un fluido.
Viscosidad, cinemática. Relación entre la viscosidad absoluta y la
densidad. La unidad del SI es el metro cuadrado sobre segundo (m2/s).
157
Viscoso, hidrocarburo. Cualquier hidrocarburo líquido que requiere
tratamiento o equipo especial en su manejo o almacenamiento causado
por su resistencia al flujo.
Volumen bruto. Volumen indicado multiplicado por el factor del medidor
(MF) para el líquido específico y la tasa de flujo bajo la cual el medidor ha
sido probado.
Volumen bruto estándar. (Abreviado GSV). (a) Volumen total del
petróleo líquido más agua y sedimentos, excluyendo agua libre, corregido
por el factor de corrección de volumen apropiado (Ct1) para la
temperatura y gravedad API, densidad relativa o densidad observada, a
una temperatura estándar, como 60ºF o 15ºC y también corregido por el
factor de corrección de presión (Cp1) y el factor del medidor (MF). (b)
Volumen bruto a temperatura estándar corregido a presión estándar.
Volumen bruto observado (abreviado GOV). Volumen total de todo el
petróleo líquido más agua y sedimentos, excluyendo agua libre, a la
temperatura y presión observadas.
Vórtice. Movimiento giratorio de un líquido que sucede a menudo cuando
va entrando a través de la apertura de salida de un recipiente (tanque). El
vórtice (remolino) causa que el líquido arrastre cantidades considerables
de aire y vapor.
158
9.4. Anexos
Anexo 1. Tamaño de las partículas en los procesos de separación.
Fuente: Osmonic. Inc Minnetonka 1990. Minesota USA.
159
Anexo 2. ºAPI y gravedad específica de la estación Lago Central.
160
Anexo 3. Gravedad del gas de las Estación Lago Central.
161
Anexo 4. Cromatografía Estación Lago central. Fuente: Petroproducción.
162
Anexo 5. Propiedades y presiones aceptables de trabajo para tuberías.
163
Anexo 6. Propiedades de materiales para construcción de separadores.
164
Anexo 7. Rugosidad absoluta de tubería nueva (pulgadas).
Sin costura 0.01 a 0.1
Hierro 0.01
Hierro galvanizado 0.006
Acero al carbón 0.0018
Fiberglas epóxica 0.0003
Tubería dibujada 0.0001
Fuente: API
Anexo 8. Medición de la calidad de fluidos efluentes.
Medida Instrumento Petróleo en flujo de gas Espectómetro Laser de partículas líquidas
Gas en flujo de petróleo Densitómetro neuclónico
Agua en flujo de petróleo Monitor BS&W (Unidad de medida capacitancia)
Petróleo en flujo de agua Unidad de absorción ultravioleta
Petróleo en flujo de agua Extración de solvente/absorción infraroja
Fuente: API
Anexo 9. Costo de químicos utilizados en la Estación Lago Central. Fuente: Petroproducción.
COSTOS DE QUIMICOS TIPO DE QUIMICOS USD/Gal
NOMBRE COMERCIAL
Emulsificante 10 DMO-4612 Antiparafinico 7 DW-275 Antiespumante 7 A-2680 Antiescala 10 CALNOX-3087 Anticorrosivo 7 COR-825
165
Anexo 10. Tabla comparativa de costos estimados de Tratadores electrostáticos vs tratadores caloríficos.
Convencional ElectrostáticoCosto de combustible ($/año) 17.850 5.932 Petróleo Shrinkage(encogimiento)($/año) 46.530 8.212 Perdidas de gravedad API ($/año) 24.630 4.380 Costo de electricidad (&/año) - 1.682 Total ($/año) 89.017 20.206
Fuente: C. B. Cummings and C.E. Engeiman. Teeoría y economía de tratadores electrostáticos, SPE 18850, 1999,
Anexo 11. Procedimiento general de prueba de operación del separador CCGL. 1. Seleccionar el tamaño de plato de orificio para especificar el rango de
la tasa de flujo, si se utiliza este tipo de sistema de medición. Para
ajustar el sistema con el fin de diseñar la presión a la que se debe correr
la prueba.
2. Revisar la precisión de los medidores de orificio o de los elementos de
utilizados para la medición de flujo.
3. Inicial el flujo y permitir que el sistema se estabilice.
4. Realizar una tabla de los datos adquiridos, de los medidores de gas y
líquido utilizados, para futuros cálculos y ajustes.
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Anexo 12. Procedimiento de prueba Liquid Carry Over (LCO). 1. Iniciar el flujo de gas con la menor tasa posible.
2. Iniciar el flujo de líquido e incrementar el flujo de líquido hasta observar
LCO.
3. Adquirir datos de LCO para determinar las condiciones de operación.
4. Reducir el flujo de líquido para medir la regulación de la válvula, que
debe ser bajo el nivel de equilibrio del líquido (ELL), en el separador
CCGL.
5. Incrementar el flujo de gas hasta observar LCO. Además ajustar la
tasa de flujo de líquido que debe ser necesaria.
6. Recopilar los datos obtenidos.
Anexo 13. Procedimiento de prueba para condiciones normales de operación (NOC). El nivel de líquido en el separador CCGL es función de la caída de
presión de las dos fases las cuales dependen del las tasas de flujo. Esta
prueba es desarrollada para ver el nivel de equilibrio de líquido, por
medio de los cambios en los flujos de una fase y mantener la tasa de flujo
de la otra fase constante.
1. iniciar el flujo de gas para diseñar la válvula.
2. Iniciar lentamente el flujo de líquido y esperar que el sistema se
estabilice.
3. Revisar las tasas de flujo de gas para asegurar que se mantenga
constante, ajustar el flujo si es necesario.
4. Recopilar datos.
5. Incrementar el flujo de líquido y repetir los pasos de 2 a 4.
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